JP2004038626A - Support method of power generation business and support system of power generation business - Google Patents

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JP2004038626A JP2002195634A JP2002195634A JP2004038626A JP 2004038626 A JP2004038626 A JP 2004038626A JP 2002195634 A JP2002195634 A JP 2002195634A JP 2002195634 A JP2002195634 A JP 2002195634A JP 2004038626 A JP2004038626 A JP 2004038626A
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Fumihiko Kiso
木曽　文彦
Toru Akiyama
穐山　徹
Atsushi Morihara
森原　淳
Toru Chikasawa
近澤　徹
Takahiro Nishida
西田　隆弘
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Hitachi Ltd
Mitsubishi Power Ltd
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Babcock Hitachi KK
Hitachi Ltd
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Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To support a power generation agency to be usable of alternate fuel with a minimized burden. <P>SOLUTION: A fuel service provider 93 calculates the fuel cost in the additive use of alternate fuel to fossil fuel as a fuel for providing a required power generation output in the power generation plant of the power generation agency 92 by an arithmetic device, and selects the addition ratio of the alternate fuel where this fuel cost is lower than the fuel cost in the use of only fossil fuel as the fuel by the arithmetic device. An operation plan for the operation in the selected addition ratio is formed by the arithmetic device, and transmitted to the power generation agency 92 through a communication device (an arrow 11). Further, the generation cost on the assumption that only fossil fuel is used as the fuel and the generation cost in the additive use of the alternate fuel to the fossil fuel are calculated, and the price obtained by multiplying the difference between both the cost by a coefficient is charged as the counter value to the merit received by the power generation agency 92 (an arrow 12). <P>COPYRIGHT: (C)2004,JPO

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、化石燃料を用いて電力を供給する発電事業に係り、特に化石燃料の代替燃料を利用して発電コストの削減、あるいは環境排出の削減をする運転支援方法に関する。
【０００２】
【従来の技術】
石炭・重油・軽油などの化石燃料は、従来から発電用の燃料として利用されている。従来の発電設備は、化石燃料を燃焼させる際に発生するＮＯｘを低減するために、例えば、燃焼排ガスにアンモニアやペルオキシル開始物質等の還元剤を添加し、ＮＯｘをＮ２へ還元する等していた。
【０００３】
【発明が解決しようとする課題】
発電設備から排出されるＮＯｘを効果的に低減する方法として、化石燃料に代替燃料を混合することが有望である。代替燃料としては、ジメチルエーテルやＦＴ軽油等が挙げられる。例えば、化石燃料にジメチルエーテルを混合して化石燃料用バーナで燃焼させた場合、化石燃料の燃焼に伴い、ジメチルエーテルが高温に熱せられることによりヒドロペルオキシラジカルが生じ、化石燃料の燃焼により生じるＮＯを酸化してＮＯ２とし、ＮＯ２は、ガス中に存在する化合物或いはラジカル類によりＮ２へと還元される。
【０００４】
しかしながら、現状で発電事業者が化石燃料を使用している発電設備で、これら代替燃料を使用しようとした場合、代替燃料をボイラーに供給できるようにする等の設備の改造を行う必要がある。このとき代替燃料の性状は、従来から用いられている化石燃料とは異なるため、代替燃料を使用する機器に対して新たな開発が必要であったり、また、導入後においても機器の定期的な性能検査が必要となる可能性がある。このため、発電事業者が、代替燃料を使用できる発電設備を導入する場合、化石燃料のみの使用を続ける場合と比較して、初期投資や維持コストが負担となる可能性がある。しかも、現状では、代替燃料の需要が少ないために生産量もそれほど多くなく、代替燃料の価格が不安定である。このため、従来の化石燃料よりも低い価格で供給されることもあるが、逆に高い価格で供給されることもある。
【０００５】
以上のように、現状では、発電事業者にとって、環境面のメリットの一方で、設備投資と燃料コストが不安定という問題があり、代替燃料の使用の開始に踏み切るにはハードルがある。
【０００６】
一方、燃料供給業者は、発電事業者から供給の安定性の確保を求められた場合、これに応えるためには、複数のプラントで大量生産をすることが必要である。しかしながら、複数のプラントを建設するためには、大きな設備投資が必要であるが、長期にわたって代替燃料を購入する発電事業者が保証されていない。このため、現状では、代替燃料の大量生産を開始することは、燃料供給業者にとってもハードルが高い。
【０００７】
本発明の目的は、発電事業者が小さな負担で代替燃料を使用することのできる発電事業の支援方法を提供することにある。
【０００８】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成するために、本発明によれば、以下のような発電事業の支援方法を提供することができる。
【０００９】
本発明の発電事業の支援方法では、予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、化石燃料に代替燃料を添加して用いた場合の燃料コストを、化石燃料および代替燃料の単価を用いて演算装置により演算し、該燃料コストが化石燃料のみを燃料として使用した場合の燃料コストよりも低くなる代替燃料の添加割合を演算装置により選定する。そして、選定した添加割合で発電設備の運転させる運転計画を演算装置により作成し、発電事業者に通信装置から送信する。また、発電事業者が燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、化石燃料に代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを単価を用いて演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を演算装置により算出する。求めた価格を発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を発電事業者に対して通信装置から送信する。
【００１０】
このとき、上記選定した代替燃料の添加割合で、必要とされる発電出力を得るために必要な代替燃料量を演算装置により演算し、求めた代替燃料量を発注する通知を、予め契約した燃料供給事業者に通信装置から送信することも可能である。
【００１１】
また、上記発注した代替燃料量に予め定めた係数を掛けた値を演算装置により算出し、算出した値を、燃料供給事業者が代替燃料の販売が拡大したことにより受けたメリットに対する対価として請求する通知を燃料供給事業者に通信装置から送信することも可能である。
【００１２】
【発明の実施の形態】
本発明の一実施の形態の発電事業の支援システムについて説明する。
（第１の実施の形態）
地球環境の保全を進めるためには、化石燃料の使用を減らしてクリーンな代替燃料の導入を増加させることが有望である。第１の実施の形態の発電事業の支援システムでは、図１のように、発電事業者９２と燃料供給事業者９１との間に、燃料サービス事業者９３を介在させ、この燃料サービス事業者９３の事業により、発電事業者９２による代替燃料の使用開始および燃料供給事業者９１による代替燃料の大量生産を開始の際の問題を解消し、発電事業者９２による化石燃料から代替燃料への転換を推進する支援を行うとともに、燃料供給事業者９１による代替燃料の安定供給を進める。ここで燃料供給事業者９１は、化石燃料に代替するジメチルエーテルやＦＴ軽油などの代替燃料を販売する事業者である。発電事業者９２は、化石燃料および代替燃料を燃料として発電し、得られた電力を販売する事業者である。
【００１３】
まず、燃料サービス事業者９３、発電事業者９２，燃料供給事業者９１の事業の概要を図１を用いて説明する。燃料供給事業者９１、発電事業者９２、燃料サービス事業者９３、機器製造事業者９４は、互いに結んだ契約７にしたがって、以下のように事業を行う。なお、機器製造事業者９４は、発電設備で代替燃料を使用可能にするために必要な機器を製造する事業者である。
【００１４】
燃料サービス事業者９３は、発電事業者９２が現在保有している発電設備で代替燃料を使用可能にするために必要な機器８ａを、機器製造事業者９４に発注し、設計および製造させる。機器８ａは、発電事業者９２の発電設備に取り付けさせる（矢印９）。これにより、発電事業者９２の発電設備を、化石燃料に加えて代替燃料も使用可能なものにする。このとき、機器８ａの設計、製造および取り付けにかかった費用は、燃料サービス事業者９３が負担し、機器製造事業者９４に支払う（矢印８）。また、取り付けた機器８ａの定期点検や補修等の保守・管理は、燃料サービス事業者９３が機器製造事業者９４に受け渡す定期点検や補修を指示する補修情報（矢印１７）に基づき、機器製造事業者９４が行う（矢印９）。保守・管理にかかった費用も、燃料サービス事業者９３が負担し、機器製造事業者９４に支払う。これにより、発電事業者９２は費用を負担することなく、保有している発電設備を、代替燃料を使用可能な発電設備に改造することができる。
【００１５】
また、燃料サービス事業者９３は、ネットワークを介して、発電事業者９２から発電設備の運用条件および現状の運転データを受け取る（矢印１０）。また、燃料サービス事業者９３は、ネットワークを介して、燃料供給事業者９１から燃料価格情報を受け取る（矢印１）。これらのデータ及び情報に基づき、燃料サービス事業者９１は、発電事業者９２の発電設備で、化石燃料のみを用いた場合よりも燃料代が低い、化石燃料と代替燃料との混合比を演算により求める。この混合比で発電設備を運転するための運転計画を作成し、運転計画をネットワークを介して、発電事業者９２に受け渡す（矢印１１）。また、上記混合比で運転を行うために必要な代替燃料量（例えば一日当たりの必要量）を燃料供給事業者９１にネットワークを介して発注する（矢印２）。これを受けて、燃料供給事業者９１は、発注された代替燃料を発電事業者９２に納入する（矢印５）。発電事業者９２は、納入された代替燃料の代金を燃料供給事業者９１に支払う（矢印６）。
【００１６】
また、燃料サービス事業者９３は、矢印１１により受け渡した運転計画で発電事業者９２が運転を行ったことにより、化石燃料のみを使用して発電した場合より低減した燃料代と、化石燃料のみを使用して発電した場合よりも低減した排ガス脱硝装置の運転コスト（例えば還元剤コストの低減分、脱硝ファンの動力低減分）、石炭粉砕装置の運転コスト（例えば、粉砕動力の低減分）などを演算により求め、それらの和（燃料代低減分＋脱硝装置運転コスト等低減分）に予め定めた係数をかけた価格を、発電事業者９２が運転計画を受け入れて代替燃料を使用したことにより受けたメリットに対する対価（燃料代低減メリット料１２ａ）として、発電事業者９２にネットワークを介して請求する（矢印１２）。発電事業者９２は、メリット料１２ａを燃料サービス事業者９３に支払う（矢印１３）。
【００１７】
さらに、燃料サービス事業者９３は、矢印２により燃料供給事業者９１に発注した代替燃料量に、燃料供給事業者９１が予め定めた割引係数をかけることにより算出した価格を、燃料サービス事業者９３から発注を受けて販売量が増加したことにより得たメリットに対する対価（代替燃料拡販メリット料３）として、燃料供給事業者９１にネットワークを介して請求する（矢印３）。燃料供給事業者９１は、燃料サービス事業者９３にメリット料３を支払う（矢印４）
また、矢印１０により発電事業者９２からネットワークを介して受け取った発電設備の運転データにもとづき、燃料サービス事業者９３は、機器８ａに異状がないか、常時チェックする。機器８ａに異状が発見された場合、燃料サービス事業者９３は、異状を回避するための運転方法を演算により求め、運転計画としてネットワークを通じて発電所の運転制御装置に送る（矢印１１）。同時に、機器製造事業者９４に対して、補修を指示する補修情報をネットワークを介して送る（矢印１７）。このように、常時運転データを監視し、機器８ａに発生した微小な異状を検知し、大がかりな改修が必要となる前に対応することで、メンテナンス費用の低減を図る。
【００１８】
つぎに、発電事業者９２、燃料サービス事業者９３，燃料供給事業者９１の設備構造と、その制御動作について、説明する。
【００１９】
まず、発電事業者９２の発電設備は、図２のように、ボイラ装置１３０を含む発電装置と、化石燃料貯蔵部１１２と、化石燃料貯蔵部１１２からボイラ１３０に供給される化石燃料の量を調整する供給量調整装置１１３と、ボイラ１３０に供給する空気量を調整する供給量調整装置１６１と、ボイラ１３０の排ガスのＮＯｘ濃度を測定する排ガスセンサ３４と、排ガスにアンモニアを供給してＮＯｘをＮ２に還元する脱硝装置２０２と、脱硝後の排ガスを排出する煙突１５５とを有する。また、運転条件、ＮＯｘ目標値、発電指令を出力する発電指令部４５と、供給量調整装置１１３と供給量調整装置１６１を制御する運転制御装置３３と、通信制御装置２１０を有している。
【００２０】
また、発電事業者９２の発電設備には、代替燃料貯蔵部１２１と、ボイラ装置１３０に供給する代替燃料の量を調整する供給量調整装置１２２が備えられている。これらは、図１の矢印９により、燃料サービス事業者９３が費用を負担して発電設備に取り付けた機器８ａである。供給量調整装置１２２は、運転制御装置３３によって制御される。
【００２１】
また、ボイラ装置１３０の燃焼温度等の運転データ、排ガスセンサ３４の検出したＮＯｘ濃度データ、ならびに、発電指令部４５の出力する、必要な発電出力、ＮＯｘ目標値、発電指令は、通信制御装置２１０により、ネットワークを介して燃料サービス事業者９３に受け渡される。これが、図１０の矢印１０に相当する。
【００２２】
一方、燃料供給事業者９１は、演算制御装置３５と異常診断装置２１２と通信制御装置２１１とを有している。演算制御装置３５は、通信制御装置２１１により、発電事業者の運転データ、ＮＯｘ濃度データ、必要な発電出力、ＮＯｘ目標値、発電指令を受け取る。異常診断装置２１２は、運転データおよびＮＯｘ濃度データから、発電事業者の発電設備に異常がないかを診断する。異常があった場合、通信制御装置２１１から、機器製造事業者９４に対して補修情報を出力する。これは図１の矢印１７に相当する。演算制御装置は、後述する演算により燃料を選定し、燃料供給事業者９１に発注する。これは、図１の矢印２に相当する。
【００２３】
また、燃料供給事業者９１は、本実施の形態では、代替燃料のみならず化石燃料も販売する事業者であり、化石燃料貯蔵部２０と代替燃料貯蔵部２１と、配送部２１４と、燃料配送制御装置３１とを有する。また、化石燃料と代替燃料についての価格、在庫量、納期等のデータを格納した販売情報格納部４２と、化石燃料と代替燃料についての組成や発熱量を検出したデータを格納した原料性状検出部４３と、通信制御装置２１３とを有している。化石燃料と代替燃料についての価格、在庫量、納期、組成、発熱量等のデータは、通信制御部２１３により、ネットワークを介して燃料サービス事業者９３に受け渡される。これは、図１の矢印１に相当する。
【００２４】
つぎに、燃料サービス事業者９３の演算制御装置３５の動作について説明する。演算制御装置３５は、メモリとＣＰＵとを有し、メモリに予め格納されているプログラムをＣＰＵが読み込んで実行することにより、図４のフローチャートのように動作する。
【００２５】
まず、演算制御装置３５は、通信制御装置２１１を介して燃料供給事業者９１と通信を行い、燃料供給事業者９１が設定した、現在の化石燃料単価、代替燃料単価、化石燃料利用割引係数、代替燃料利用割引係数、代替燃料変換係数を受信する（図４のステップ４０１）。代替燃料変換係数は、
代替燃料変換係数＝化石燃料発熱量／代替燃料発熱量
で示される係数であり、燃料供給事業者が販売する化石燃料の発熱量と代替燃料の発熱量との比を示す値である。化石燃料利用割引係数、代替燃料割引係数は、値引き係数であり、発注量（例えば１日当たり）が多いほど係数が大きくなるように設定される。
【００２６】
つぎに、演算制御装置３５は、通信制御装置２１１を介して発電事業者９２と通信を行い、必要な発電出力、過去予め定めた日数（例えば１日間）についての、化石燃料消費量、代替燃料消費量、脱硝装置ユーティリティ使用量を取り込む（ステップ４０２）。化石燃料消費量および代替燃料消費量は、運転制御装置３３が供給量調整装置１１３，１２２を制御して、実際にボイラ装置１３０に供給した化石燃料と代替燃料の量である。また、脱硝装置ユーティリティ使用量は、運転制御装置３３が、排ガスセンサ３４の検出したＮＯｘの濃度に応じて、脱硝装置２０２に投入を指示したアンモニア量である。
【００２７】
つぎのステップ４０３で、演算制御装置３５は、代替燃料発注量を算出する。このステップ４０３を図５を用いて、詳しく説明する。まず、演算制御装置３５は、発電事業者９２の発電設備について、予め定めた期間Ｔｎにおける発電計画を作成する（ステップ５０１）。期間Ｔｎの初期値Ｔ１は、例えば３日とする。この期間Ｔ１における燃料必要量を算出する。燃料必要量は、
燃料必要量＝Σ必要発電出力／発電効率
により、１日当たりの（必要発電出力／発電効率）を期間Ｔ１について足し合わせることにより求める（ステップ５０２）。ただし、燃料必要量の単位は発熱量である。必要発電出力は、これらから先の予め定めた期間（例えば１ヶ月）について必要となる発電出力を例えば１日分づつ予め予測しておいたものである。また、発電効率は、発電事業者９２の設備において、燃料の単位発熱量当たりで、発電される電力であり、過去の発電データにより予め求めておいた値を用いる。
【００２８】
つぎに、代替燃料使用率をαとし、残りの１−αを化石燃料使用率として、ステップ５０２で求めた燃料必要量をまかなう代替燃料および化石燃料を購入した場合の燃料価格を下式により算出する（５０３，５０４）。
【００２９】
燃料価格＝（１−α）×燃料必要量×化石燃料単価×化石燃料利用割引係数＋α×燃料必要量×代替燃料単価×代替燃料利用割引係数
この燃料価格を、この代替燃料使用率αを予め定めた初期値α０から予め定めたα’ずつ増加させて、０＜α＜（代替燃料の最大利用可能率αｍａｘ）の範囲でそれぞれ求め、記憶する（ステップ５０５，５０６）。
【００３０】
そして、記憶した燃料価格の中から最低の燃料価格を選択し、その燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを、購入期間Ｔ１についての最適値として記憶する（ステップ５０７）。
【００３１】
つぎに、ステップ５０８において、期間Ｔを予め定めた期間Ｔ２（例えば１週間）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ２についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。
【００３２】
再び、ステップ５０８で期間Ｔを予め定めた期間Ｔ３（例えば１ヶ月）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ３についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。
【００３３】
これを、予め定めた最長購入期間Ｔｍａｘに達するまで繰り返す。
【００３４】
つぎに、ステップ５０７で各期間Ｔｎについて記憶した最低燃料価格に、それぞれ、下式のように、予め定めた発電計画変動リスク係数をかけ、各期間Ｔｎについて燃料購入評価パラメータを算出する。
【００３５】
燃料購入評価パラメータ＝燃料価格×発電計画変動リスク係数
この発電計画変動リスク係数は、期間Ｔｎの途中で、燃料単価や必要発電出力が変動する可能性を考慮して定めた係数であり、通常、期間が長いほど高くなる。求めた各期間Ｔｎについての燃料購入評価パラメータのうち、最小のものを選択し、その期間Ｔｎを購入期間Ｔとして選定する（ステップ５１０）。
【００３６】
ステップ５１０で選定した購入期間Ｔについて、ステップ５０７で格納されている代替燃料使用率αを読み出し、このαを用いて、下式により化石燃料発注量、代替燃料発注量を算出する（ステップ５１１）。ただし、下式において燃料必要量は、ステップ５１０で選定した購入期間Ｔについて、ステップ５０２で求めた燃料必要量である。
【００３７】
化石燃料発注量＝（１−α）×燃料必要量
代替燃料発注量＝α×燃料必要量
これにより、図５の代替燃料および化石燃料の発注量を算出するステップが終了する（図４のステップ４０３）。
【００３８】
つぎに、図４のステップ４０４にすすみ、上記ステップ２１１で算出した、化石燃料発注量、代替燃料発注量を発注する情報を、通信制御装置２１１から燃料供給事業者にネットワークを介して送信する。ただし、発電事業者に化石燃料及び代替燃料の在庫が有る場合には、それを差し引いて発注することも可能である。そして、次のステップ４０５で、上記ステップ５１０、５１１で選定した期間Ｔについての運転計画を作成する。具体的には、選定した代替燃料使用率αで、ステップ５０２の発電出力を得るために、ボイラ装置１３０に供給すべき化石燃料量及び代替燃料量を計算する。また、その条件に適した空気量を求める。求めた化石燃料および代替燃料の供給量および空気量を、供給量調整装置１１３，１２２，１６１に設定すべき値として、運転計画を作成する。この運転計画を通信制御装置２１１から発電事業者９２の運転制御装置３３に送信する。
【００３９】
つぎに、ステップ４０６に進み、下式により代替燃料拡販メリット料を算出する。ただし、代替燃料利用割引係数は、ステップ４０１で燃料供給業者９１から受け取った係数であり、代替燃料発注量は、ステップ４０３で求め、ステップ４０４で発注した代替燃料発注量である。
【００４０】
代替燃料拡販メリット料＝代替燃料発注量×代替燃料利用割引係数
このメリット料は、燃料サービス事業者９３が代替燃料を発注したことにより、販売が拡大し、燃料供給事業者が得たメリットに対する対価である。上記式では、代替燃料発注量に代替燃料利用割引係数をかけることにより求めているが、この式に限らず、燃料供給事業者９１との間に予め契約で定めた方法により求める。例えば、別途定めたメリット係数を代替燃料発注量にかけることにより求めることが可能である。求めた代替燃料拡販メリット料を請求する請求書は、通信制御装置２１１を介して、燃料供給事業者９１に送信する（ステップ４０７）。
【００４１】
つぎに、ステップ４０８に進み、燃料代低減メリット料を算出する。このステップ４０８を図６を用いて詳しく説明する。まず、ステップ６０１において、下式により、化石燃料代と代替燃料代とを求め、両者を合計した燃料代を求める。ただし、化石燃料単価および代替燃料単価は、上記ステップ４０１により燃料供給事業者９１から取り込んだ値を用い、化石燃料消費量および代替燃料消費量は、ステップ４０２で発電事業者９２から取り込んだ値を用いる。
【００４２】
化石燃料代＝化石燃料単価×化石燃料消費量
代替燃料代＝代替燃料単価×代替燃料消費量
燃料代＝化石燃料代＋代替燃料代
つぎに、ステップ６０２で、代替燃料消費量に相当する発熱量を得るために必要な化石燃料量（相当化石燃料消費量）を下式から求める。これは、代替燃料を使用しなかった場合に、代替燃料分の発熱量を得るために消費されていたと推測される化石燃料量を表している。
相当化石燃料消費量＝代替燃料消費量×代替燃料変換係数
なお、代替燃料変換係数は、ステップ４０１において取り込んだものであり、代替燃料変換係数＝化石燃料発熱量／代替燃料発熱量×発電効率変化補正係数
である。
【００４３】
また、発電効率変化補正係数は、化石燃料に比べクリーンな代替燃料を使用することで発電効率が向上する効果を補正する係数である。
【００４４】
つぎに、上記ステップ６０２で求めた相当化石燃料消費量を用いて、代替燃料を使用せず化石燃料のみを使用していた場合にかかったと推定される燃料代を算出する。
【００４５】
相当燃料代＝化石燃料代＋（代替燃料価格×相当化石燃料消費量）
また、上記ステップ６０２で求めた相当化石燃料消費量を用いて、代替燃料を使用せず化石燃料のみを使用していた場合に、脱硝装置２０２で必要であったと推定されるアンモニア量（相当脱硝装置ユーティリティ使用量）を算出する。ただし、脱硝装置ユーティリティ算出係数は、発電事業者のボイラ装置１３０において、単位あたりの化石燃料消費量を燃焼させた場合に脱硝装置２０２で必要となるアンモニア量を定めたものであり、過去の化石燃料消費量と脱硝装置２０２のアンモニア消費量との関係から求めておいたものである。
【００４６】
相当脱硝装置ユーティリティ使用量＝（相当化石燃料消費量＋化石燃料消費量）×脱硝装置ユーティリティ算出係数
求めた相当脱硝装置ユーティリティ使用量から、代替燃料を使用したことにより、低減した脱硝装置２０２の運転コスト（脱硝装置ユーティリティ低減分）を下式により求める（ステップ６０４）。ただし、脱硝装置ユーティリティ単価は、脱硝装置２０２で使用するアンモニアの単価である。脱硝装置ユーティリティ使用量は、ステップ４０２で取り込んだ値である。
【００４７】
脱硝装置ユーティリティ低減コスト＝脱硝装置ユーティリティ単価×（相当脱硝装置ユーティリティ使用量−脱硝装置ユーティリティ使用量）
つぎに、ステップ６０１，６０３、６０５で求めた燃料代、相当燃料代、脱硝装置ユーティリティ低減コストから、下式により燃料代低減メリット料を算出する（ステップ６０６）。
【００４８】
燃料代低減メリット料＝（（燃料代−相当燃料代）＋脱硝装置ユーティリティー低減コスト）×予め定めた係数
これにより、図６の燃料代低減メリット料を算出するステップが終了する（図４のステップ４０８）。
【００４９】
なお、上式では代替燃料を使用したことにより低減した燃料代および脱硝装置の運転コストに予め定めた係数を掛けた値をメリット料としているが、低減したコストそのもの（上記予め定めた係数＝１）をメリット料とすることも可能である。
【００５０】
つぎに、図４のステップ４０９に進み、上記ステップ４０８で算出した燃料代低減メリット料を請求する請求書を、通信制御装置２１１から発電事業者９２にネットワークを介して送信する。発電事業者９２が請求金額を銀行等に振り込み、そのことをネットワークを介して発電事業者９２が燃料サービス事業者９３に知らせた場合、燃料サービス事業者９３の通信制御装置２１１がそれを受信し、演算制御部３５は経理処理を実施する（ステップ４１０、４１１）。
【００５１】
また、ステップ４０７で請求した代替燃料拡販メリット料を燃料供給事業者９１が銀行等に振り込み、そのことをネットワークを介して燃料供給事業者９１が燃料サービス事業者９３に知らせた場合、燃料サービス事業者９３の通信制御装置２１１がそれを受信し、演算制御部３５は経理処理を実施する（ステップ４１２、４１３）。
【００５２】
つぎに、発電事業者９２の運転制御装置３３の制御動作について、図７のフローチャートを用いて説明する。
【００５３】
運転制御装置３３は、燃料サービス事業者９３が図４のステップ４０５で送信した運転計画を通信制御装置２１０により受信したならば、その運転計画に従って発電設備のプラント機器を制御する（ステップ７０１，７０２）。ここでは、運転計画として、供給量調整装置１１３，１２２、１６１を構成するバルブの開放度を受け取っている。それに従って、供給量調整装置１６１，１１３，１１２を制御する。これにより、選定した代替燃料使用率αでボイラ装置１３０に化石燃料量及び代替燃料量を供給することができ、適切な空気量を燃焼させて、所望の発電出力を得ることができる。発電設備の各プラント機器の構造およびその動作については、後で具体的に説明する。
【００５４】
つぎに、ステップ７０３に進み、発電設備のプラント機器の計測器データのうち、実際に消費した化石燃料の消費量、代替燃料の消費量、脱硝装置２０２で使用したアンモニア量（脱硝装置ユーティリティー使用量）を、通信制御装置２１０を介して燃料サービス事業者に送信する。
【００５５】
また、燃料サービス事業者９３からの燃料代低減メリット料の請求書を通信制御装置２１０が受信した場合には、経理処理を実施して銀行等に料金を振り込み、燃料代低減メリット料を支払ったことを知らせる通知を、通信制御装置２１０を介して燃料サービス事業者９３に送信する（ステップ７０４，７０５）。燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４１０でこの通知を受け取る。
【００５６】
また、燃料供給事業者９１からの燃料代請求書を通信制御装置２１０が受信した場合には、経理処理を実施して銀行等に料金を振り込み、燃料代を支払ったことを知らせる通知を燃料供給事業者９１に送信する（ステップ７０６，７０７）。さらに、燃料供給事業者９１からの燃料発送通知を通信制御部２１０が受信した場合には、納品された燃料を受け取る資材処理を実施し、化石燃料貯蔵部１１２，代替燃料貯蔵部１２１に収容する。燃料受け取りを知らせる通知を化石燃料貯蔵部１１２，代替燃料貯蔵部１２１から受け取ったならば、燃料受領通知を通信制御装置２１０を介して燃料供給事業者９１に送信する。
【００５７】
つぎに、燃料供給事業者９１の配送制御装置３１の制御動作について、図８のフローチャートを用いて説明する。
【００５８】
まず、配送制御装置３１は、燃料サービス事業者９３から化石燃料および代替燃料の発注書を通信制御装置２１３が受信したならば、配送部２１４に配送指令を出力し、化石燃料および代替燃料を発電事業者９２に納品する（ステップ８０１，８０２）。これと同時に、発送通知を発電事業者９２に通信制御装置２１３から送信する。
【００５９】
また、燃料代を下記のように算出する（ステップ８０３）。
【００６０】
化石燃料代＝化石燃料発注量×化石燃料単価
代替燃料代＝代替燃料発注量×代替燃料単価
燃料代＝化石燃料代＋代替燃料代
つぎのステップ８０４で、発電事業者９２が図７のステップ７０９で送信した燃料受領通知を受信したならば、上記燃料代を請求する請求書を通信制御装置２１３から発電事業者９２に送信する（ステップ８０５）
発電事業者９２が図７のステップ７０５で送信した燃料代支払い通知を受信したならば、経理処理を実施する（ステップ８０６，８０７）。また、燃料サービス事業者９３が図４のステップ４０７で送信した代替燃料拡販メリット料の請求書を受信したならば、経理処理を実施して料金を銀行等に振り込み、メリット料支払い通知を燃料サービス事業者９３に送信する（ステップ８０８，８０９）
ここで、発電事業者９２のプラント機器の構成と、運転制御装置３３によるそれらの制御について図３を用いて具体的に説明する。
【００６１】
発電事業者９２は、化石燃料貯蔵部１１２として石炭貯蔵ホッパを有し、石炭貯蔵ホッパからの化石燃料供給量を調整する供給量調整装置１１３としてロータリーバルブが備えられている。また、代替燃料を貯蔵する代替燃料貯蔵部１２１は貯蔵タンクであり、代替燃料供給量を調整する供給量調整装置１２２として流量調整弁を備えている。また、空気量を調整する供給量調整装置１６１として、通風装置を備えている。燃料供給事業者９１から納品された化石燃料である石炭１０２は、不図示の粗粉砕装置により粗粉砕され、化石燃料貯蔵部１１２に貯蔵され、供給量調整装置（ロータリーバルブ）１１３により石炭粉砕装置１１４に供給される。供給量は、供給量調整装置（ロータリーバルブ）１１３の回転数を運転制御装置３３が制御することにより調整される。石炭は、石炭粉砕装置で１００μｍ以下に粉砕される。微粉砕された石炭は、空気の供給調整装置（通風装置）１６１から供給された空気の一部である搬送空気１０４により石炭ボイラ装置の石炭バーナ１３１へ搬送される。この搬送空気量は石炭重量の約１０％である。また、空気の供給調整装置（通風装置）１６１からの残りの空気１０３は、直接石炭バーナ１３１に供給される。
【００６２】
一方、代替燃料１０５は、代替燃料貯蔵部（貯蔵タンク）１２１からポンプ１６３により押し出される。この供給量は、供給量調整装置（流量調整弁）１２２を運転制御装置３３が制御することにより調整される。代替燃料１０５の添加量は、石炭供給量に対して質量比で０〜５０％の範囲である。代替燃料１０５は、添加部１２３により搬送空気１０４に合流して、石炭粉砕装置１１４に供給される。添加された代替燃料は、微粉炭状の石炭１０２とともにボイラ装置１３０のバーナ１３１に供給される。代替燃料１０５の添加方法には、供給する代替燃料１０５の形態に応じて、ガス供給方式、液噴霧方式、あるいは固体供給方式等のうち適した方式を採用することができる。
【００６３】
石炭バーナ１３１では、石炭１０２、搬送空気１０４、及び空気供給調整装置（通風装置）１６１からの直接の空気１０３を接触させ、石炭を燃焼させる。石炭１０２とともにバーナ１３１に供給された代替燃料１０５は、石炭１０２の燃焼により燃焼ガス温度が上昇するに従って分解し、ヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）を生成する。ヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）は、燃焼により生成した一酸化窒素（ＮＯ）を、二酸化窒素（ＮＯ２）に酸化する。ＮＯ２は、ＮＯに比べて活性であり、ガス中に共存する炭化水素類、一酸化炭素、水素、シアン（ＨＣＮ）、アンモニア（ＮＨ３）およびこれらに関連する化合物あるいはラジカル類によりＮ２に還元される。代替燃料としてジメチルエーテルを添加した場合は、生成したアルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）がＮＯ２の還元に寄与する。また、代替燃料１０５としてメタノールを添加した場合は、メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）が生成し、ＮＯ２の還元剤として作用することができる。上述のヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）、アルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）、　メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）及びその他のラジカル類は、ラジカル内に酸素原子を含み、この酸素原子を供与することで酸化剤として作用することができる。
【００６４】
また、微粉炭中に多く含まれる縮合芳香族化合物は、ブタン、ペンタン等の脂肪族化合物あるいはベンゼン、トルエン等の単環の芳香族化合物に比較して安定であり、酸化されにくい。従って縮合芳香族化合物を多く含む、炭化の進んだ瀝青炭あるいは無煙炭等では着火しづらい。通常の微粉炭バーナで無煙炭等の燃えにくい石炭を燃焼させる場合、着火に要する時間が長く、燃焼が不充分になり、燃焼効率が低下し、灰中未燃分が増加する恐れがある。代替燃料を添加することにより、縮合芳香族化合物を多く含む石炭の着火を促進する作用も得られる。すなわち、添加された代替燃料は、容易に分解して、ヒドロペルオキシラジカル（ＨＯＯ・）、アルキルラジカル（ＣＨ３ＯＣＨ２・）、　メトキシラジカル（ＣＨ３Ｏ・）及びその他のラジカル類を生成する。これらラジカルは活性が高く、微粉炭に含まれる縮合芳香族化合物と反応することができる。これにより、微粉炭への着火を促進することができる。
【００６５】
石炭ボイラ装置１３０の側壁は、水冷管で構成された水冷壁構造となっており、石炭燃焼熱は、水冷管内部を流れる水、あるいは蒸気により吸収される。また、この水冷管で吸収しきれない熱は、石炭燃焼室下流の煙風道に設置された伝熱管１３３を流れる水、あるいは蒸気１０６によりさらに吸収される。熱を吸収することにより蒸気となった水により、タービンを回転させ発電を行う。
【００６６】
また、石炭ボイラ装置１３０から出る排ガス１０７は、ガス中のＮＯｘ等の濃度が排ガスセンサ３４により検出される。排ガス中のＮＯｘは脱硝装置２０２により除去され、排ガス中のダストは集塵装置１５１により除去される。具体的には、脱硝塔１５３にアンモニア供給部１５４から供給されたアンモニアを噴霧し、排ガス中のＮＯｘをアンモニアと反応させて還元し、Ｎ２にする。脱硝処理後の排ガスは、煙突１５５から大気へ放出する。
【００６７】
化石燃料貯蔵部１１２および代替燃料貯蔵部１２１にはそれぞれ消費量を検出するセンサが配置されている。また、脱硝装置２０２のアンモニア供給部１５４には、アンモニア消費量を検出するセンサが配置されている。これらの出力は、排ガスセンサ３４の出力とともに、運転制御装置３３が、図７のステップ７０３において燃料サービス事業者９３に出力される。
【００６８】
このように本実施の形態の発電事業の支援システムによれば、発電事業者９２と燃料供給事業者９１との間に、燃料サービス事業者９３が介在する。この燃料サービス事業者９３が上述のような事業を行うことにより、発電事業者９２は、経費の負担をすることなく代替燃料の使用に必要な機器８ａの導入を受けることができ、しかも、定期点検および補修を受けることができる。また、発電事業者９２は、化石燃料のみを使用した場合よりも、コストが低くなるような添加割合で代替燃料を添加して運転を行うための運転計画を受け取ることができる。したがって、この運転計画に従って、運転を行うことにより、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電を行うことができる。また、燃料の発注は、燃料サービス事業者９３が行うため、燃料発注の事務処理に必要なコストを削減することができる。また、代替燃料の使用により、ボイラ１３０から排出される排ガスに含まれるＮＯｘの総量が低減するため、脱硝装置２０２で除去しきれずに外部に排出されるＮＯｘの量を低減することができ、環境に配慮したクリーンな発電を行うことができる。
【００６９】
一方、燃料供給事業者９１は、燃料サービス事業者９３の事業によって発電事業者９２が代替燃料を購入するため、安定した需要が保証される。したがって、複数のプラントで低コストに大量生産することが可能となる。このように生産した代替燃料を、発電事業者９２が安定的に購入することにより、燃料供給事業者９１は、利益を上げることができる。また、大量生産により供給が安定すると共に、生産価格も下がるため、代替燃料の単価が安くなり、発電事業者９２からの需要がますます高まるという、好ましい循環を生まれる。
【００７０】
また、燃料サービス事業者９３は、機器８ａの経費負担という初期投資は必要であるものの、その後は、最適な代替燃料添加量の計算や発注という演算処理のみで、発電事業者９２および燃料供給事業者９１の両者からメリット料１２ａ、３ａを受け取ることができるため、初期投資分を回収して利益をえることができる。
【００７１】
また、機器製造事業者９４は、機器８ａの製造および点検・補修を行い、燃料サービス事業者９３からその費用の支払いを受けることにより、利益を上げることができる。
【００７２】
なお、第１の実施の形態では、燃料供給事業者９１が代替燃料のみならず化石燃料も供給し、燃料サービス事業者９３は、代替燃料および化石燃料を燃料供給事業者９１に発注する構成であったが、化石燃料は別の燃料供給事業者に発注する構成や、化石燃料は発電事業者が自分で発注する構成にすることも可能である。
（第２の実施の形態）
第２の実施の形態では、国や地方公共団体等が、発電事業者９２に対して、排出した窒素化合物（ＮＯｘ）総量や硫黄酸化物（ＳＯｘ）総量や二酸化炭素（ＣＯ２）総量などに応じた環境税の支払いを求める法律が制定されている場合を想定した発電事業の支援システムである。
【００７３】
以下、窒素酸化物規制が導入された場合を例にとり、発電事業の支援システムを図９等を用いて説明する。
【００７４】
発電事業者９２は、国や地方公共団体等の環境管理事業者９５から、排出した窒素化合物（ＮＯｘ）の総量にかかる課税係数（環境排出制約条件）を受け取る（矢印１４）。発電事業者９２の運転制御装置３３は、この課税係数（環境排出制約条件）を知らせる情報を通信制御装置２１０により燃料サービス事業者９３に送信する。
【００７５】
燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０２でこの課税係数を受信する。また、ステップ４０３（図５のステップ５０１〜５１１）で燃料発注量を計算する際に、化石燃料と代替燃料を燃焼させた際に発生するＮＯｘの量を算出し、このＮＯｘを脱硝装置で脱硝するためにかかるコストを求める。また、脱硝装置で除去しきれず煙突１５５から排出されるＮＯｘの量を求め、これにかかる課税額を求める。これらの脱硝装置のコストと課税額とを燃料コストに加味した金額が最低となる、代替燃料の使用率αを求める。
【００７６】
また、燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０８、４０９で燃料代低減メリット料を計算および請求する際に、これに加えて環境排出低減メリット料を計算し、請求する（図９の矢印１５）。環境排出低減メリット料は、代替燃料を使用したことにより低減した環境税に見合う金額である。発電事業者９２がメリット料を銀行等に振り込み、その支払い通知を燃料サービス事業者９３に通知する（図９の矢印１６）。燃料サービス事業者９３は、ステップ４１１、４１２で、発電事業者９２から燃料代低減メリット料に加えて、環境排出低減メリット料の支払い通知を受け取り、その経理処理も実施する。
【００７７】
図９に示しているように、他の構成は第１の実施の形態の発電事業の支援システムと同様であるので、同様である部分については説明を省略し、異なる部分のみを以下詳しく説明する。
【００７８】
第２の実施の形態の発電事業の支援システムで、第１の実施の形態とは異なる部分として、図４のステップ４０３（図５のステップ５０１〜５１１）で燃料発注量を算出する方法について説明する。
【００７９】
第２の実施の形態では、図５のステップ５０３で燃料価格を算出する際に、化石燃料と代替燃料を燃焼させた際に発生するＮＯｘの量を算出し、このＮＯｘを脱硝装置２０２で脱硝するためにかかるコストを求める。また、脱硝装置２０２で除去しきれず煙突１５５から排出されるＮＯｘの量を求め、これにかかる課税額を求める。これらの脱硝装置２０２のコストと課税額とを燃料コストに加味した金額が最低となる、代替燃料の使用率αを求める。具体的には、代替燃料使用率をαとし、残りの１−αを化石燃料使用率として、ステップ５０２で求めた燃料必要量をまかなう代替燃料および化石燃料を購入した場合の燃料価格を下式により算出する。ただし、化石燃料によるＮＯｘ発生係数は、燃料必要量の１単位に相当する化石燃料をボイラ装置１３０で燃焼させた場合に発生するＮＯｘの量であり、予め求めておいた値である。代替燃料によるＮＯｘ発生係数についても、燃料必要量の１単位に相当する代替燃料をボイラ装置１３０で燃焼させた場合に発生するＮＯｘの量であり、予め求めておいた値である。脱硝装置ユーティリティ単価は、ＮＯｘの単位量を脱硝装置２０２で脱硝するために必要なアンモニアのコストであり、予め求めておいた値である。脱硝装置除去率は、排気ガス中のＮＯｘのうち脱硝装置２０２で除去できるＮＯｘの割合であり、除去しきれないＮＯｘは煙突１５５から排出される。環境排出課税係数は、図９の矢印９１４により発電事業者９２から受け取った課税係数である。
【００８０】
燃料価格＝（１−α）×燃料必要量×化石燃料単価×化石燃料利用割引係数＋α×燃料必要量×代替燃料単価×代替燃料利用割引係数
ＮＯｘ発生量＝（１−α）×燃料必要量×（化石燃料によるＮＯｘ発生係数）＋α×燃料必要量×（代替燃料によるＮＯｘ発生係数）
脱硝装置ユーティリティーコスト＝ＮＯｘ発生量×脱硝装置ユーティリティー単価
環境税＝ＮＯｘ発生量×（１−脱硝装置除去率）×環境排出課税係数
合計金額＝燃料価格＋脱硝装置ユーティリティーコスト＋環境税
この合計価格を、この代替燃料使用率αを予め定めた初期値α０から予め定めたα’ずつ増加させて、０＜α＜（代替燃料の最大利用可能率αｍａｘ）の範囲でそれぞれ求め、記憶する（ステップ５０５，５０６）。
【００８１】
そして、記憶した燃料価格の中から最低の燃料価格を選択し、その燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを、購入期間Ｔ１についての最適値として記憶する（ステップ５０７）。
【００８２】
つぎに、ステップ５０８において、期間Ｔを予め定めた期間Ｔ２（例えば１週間）に変更し、ステップ５０２〜５０７を繰り返し、購入期間Ｔ２についての最低の燃料価格とそのときの代替燃料使用率αとを求め、最適値として記憶する。以下、第１の実施の形態と同様に、図５の各ステップを行い、上記合計金額が最低となる化石燃料発注量、代替燃料発注量を算出する。
【００８３】
また、燃料サービス事業者９３は、図４のステップ４０８、４０９で燃料代低減メリット料を計算および請求する際に、これに加えて環境排出低減メリット料を計算し、請求する（図９の矢印１５）。環境排出低減メリット料は、代替燃料を使用したことにより低減した環境税に見合う金額であり、以下の数式により計算する。ただし、１日当たりの燃料必要量は、ステップ５０２で求めた値である。化石燃料によるＮＯｘ発生係数は、ステップ５０４で用いた係数である。実際ＮＯｘ発生量は、センサ３４の出力を１日分積分して求めた１日当たりの実際のＮＯｘ発生量である。
【００８４】
相当ＮＯｘ発生量＝（１日当たりの燃料必要量）×（化石燃料によるＮＯｘ発生係数）
環境排出低減メリット料＝（相当ＮＯｘ発生量−実際ＮＯｘ発生量）×（１−脱硝装置除去率）×環境排出課税係数
このように第２の実施の形態の発電事業の支援システムによれば、第１の実施の形態の発電事業の支援システムで得られる効果に加えて以下のような効果が得られる。すなわち、燃料サービス事業者９３は、化石燃料のみを使用した場合よりも、燃料コストのみならず、環境税や脱硝装置のユーティリティコストを加味してコストが最低となるような代替燃料添加割合を求め、その運転計画を作成する。よって、発電事業者９２は、燃料サービス事業者９３から受け取った運転計画に従って、運転を行うことにより、化石燃料のみを使用した場合よりも低コストで発電を行うことができる。しかも、代替燃料を使用することにより、ボイラ装置１３０から排出されるＮＯｘの総量が低減するため、脱硝装置２０２で除去しきれずに外部に排出されるＮＯｘの量を低減することができ、環境税を節約できるとともに、環境に配慮したクリーンな発電を行うことができる。
【００８５】
なお、上述の実施の形態では、ＮＯｘの排出量の総量に環境税が課税される場合について説明したが、硫黄化合物（ＳＯｘ）、二酸化炭素（ＣＯ２）等の他の環境排出物について課税される場合についても、これらを環境税の計算に加味することにより、同様に処理することができる。また、課税方法は、法律によって定められるため、ＮＯｘ等の環境排出物の濃度が規定値を超えた場合に、規定値との差分に課税係数を掛け税額を求める場合もある。これらの場合も、上述の環境税の算出する数式として、これらの課税方法による環境税の算出数式を用いることにより、同様に環境排出低減メリット料および燃料発注量の算出を行うことが可能である。
【００８６】
また、第２の実施の形態において環境排出低減メリット料を求める際に、実際ＮＯｘ発生量としてボイラー装置１３０の出口のセンサ３４の出力を用いているが、煙突１５５の出口に別途センサを配置し、煙突出口での一日当たりのＮＯｘ発生量を求め、下式により環境排出低減メリット料を計算することも可能である。
【００８７】
環境排出低減メリット料＝（相当ＮＯｘ発生量×（１−脱硝装置除去率）−煙突出口ＮＯｘ発生量）×環境排出課税係数
【００８８】
【発明の効果】
本発明によれば、発電事業者が小さな負担で代替燃料を使用できる発電事業の支援方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１の実施の形態の発電システムの全体構成を示す説明図。
【図２】本発明の第１の実施の形態の発電システムの制御部の構成を示すブロック図。
【図３】本発明の第１の実施の形態の発電システムの発電事業者のプラント機器の一例を示すブロック図。
【図４】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部の動作を示すフローチャート。
【図５】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部における、燃料発注量の演算動作を示すフローチャート。
【図６】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料サービス事業者の演算制御部における、燃料代低減メリット料の演算動作を示すフローチャート。
【図７】本発明の第１の実施の形態の発電システムの発電事業者の運転制御装置の動作を示すフローチャート。
【図８】本発明の第１の実施の形態の発電システムの燃料供給事業者の配送制御装置の動作を示すフローチャート。
【図９】本発明の第２の実施の形態の発電システムの全体構成を示す説明図。
【符号の説明】
１　　　　　　燃料価格情報の流れを示す矢印
２　　　　　　発注情報の流れを示す矢印
３　　　　　　メリット料請求の流れを示す矢印
４　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
５　　　　　　燃料納入の流れを示す矢印
６　　　　　　燃料代の支払いの流れを示す矢印
７　　　　　　契約の関係を示す矢印
８　　　　　　機器費用の支払いの流れを示す矢印
９　　　　　　機器納入アフターサービスの提供の流れを示す矢印
１０　　　　　　運用条件情報の流れを示す矢印
１１　　　　　　運用計画の流れを示す矢印
１２　　　　　　メリット料請求のの流れを示す矢印
１３　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
１４　　　　　　環境排出制約条件（課税係数）情報のの流れを示す矢印
１５　　　　　　メリット料請求の流れを示す矢印
１６　　　　　　メリット料の支払い通知の流れを示す矢印
１７　　　　　　補修情報の流れを示す矢印
２０　　　　　　化石燃料貯蔵部
２１　　　　　　代替燃料貯蔵部
３１　　　　　　燃料配送制御装置
３３　　　　　　運転制御装置
３４　　　　　　排ガスセンサー
３５　　　　　　演算制御装置
４２　　　　　　販売情報格納部
４３　　　　　　原料性状検出部
４５　　　　　　発電指令部
４７　　　　　　排出規制
９１　　　　　　燃料供給事業者
９２　　　　　　発電事業者
９３　　　　　　燃料サービス事業者
９４　　　　　　機器製造事業者
９５　　　　　　環境管理事業者
１０１　　　　　　空気
１０２　　　　　　石炭
１０５　　　　　　代替燃料
１１３　供給量調整部
１２２　　　　　　供給量調整部
１３０　　　　　　石炭ボイラ装置
１５１　　　　　　集塵装置
１５５　煙突
１６１　供給量調整部
２０２　脱硝装置
２１０，２１１，２１３　通信制御装置
２１２　異状診断装置[0001]
TECHNICAL FIELD OF THE INVENTION
The present invention relates to a power generation business that supplies power using fossil fuels, and more particularly to a driving support method that reduces power generation costs or environmental emissions by using alternative fuels to fossil fuels.
[0002]
[Prior art]
Fossil fuels such as coal, heavy oil and light oil have been conventionally used as fuels for power generation. Conventional power generation equipment generates NO when burning fossil fuels. x For example, by adding a reducing agent such as ammonia or a peroxyl starting material to the combustion exhaust gas to reduce NO x To N 2 And so on.
[0003]
[Problems to be solved by the invention]
NO emitted from power generation facilities x It is promising to mix alternative fuels with fossil fuels as a method for effectively reducing fossil fuel. Alternative fuels include dimethyl ether and FT light oil. For example, when fossil fuel is mixed with dimethyl ether and burned with a fossil fuel burner, dimethyl ether is heated to a high temperature as fossil fuel is burned to generate hydroperoxy radicals, which oxidize NO generated by fossil fuel burning. NO 2 And NO 2 Is converted to N by a compound or radicals existing in the gas. 2 Is reduced to
[0004]
However, in the case of power generation facilities that use fossil fuels at present, if such alternative fuels are to be used, it is necessary to remodel the facilities such that the alternative fuels can be supplied to the boiler. At this time, the properties of alternative fuels are different from those of fossil fuels that have been used in the past, so new development is required for equipment that uses alternative fuels. Performance testing may be required. For this reason, when a power generation company introduces a power generation facility that can use an alternative fuel, initial investment and maintenance costs may be burdensome compared to a case where a fossil fuel only is used. In addition, at present, the production amount is not so large because the demand for the alternative fuel is small, and the price of the alternative fuel is unstable. For this reason, it may be supplied at a lower price than conventional fossil fuels, but may be supplied at a higher price.
[0005]
As described above, at present, there are hurdles for power producers to start using alternative fuels, because of the environmental benefits, but also the problem of unstable capital investment and fuel costs.
[0006]
On the other hand, when a fuel supplier is requested by a power generation company to secure supply stability, it is necessary to perform mass production in a plurality of plants in order to respond to the demand. However, constructing a plurality of plants requires a large capital investment, but there is no assurance that power generators will purchase alternative fuels for a long time. Therefore, at present, starting mass production of alternative fuels poses a high hurdle for fuel suppliers.
[0007]
An object of the present invention is to provide a power generation business support method that allows a power generation company to use an alternative fuel with a small burden.
[0008]
[Means for Solving the Problems]
According to the present invention, in order to achieve the above object, the following power generation business support method can be provided.
[0009]
In the power generation business support method of the present invention, in a power generation facility of a power generation company that has contracted for power generation support in advance, as a fuel for obtaining a required power generation output, an alternative fuel is added to fossil fuel and used. The calculation unit calculates the fuel cost using the unit price of the fossil fuel and the alternative fuel, and selects the addition ratio of the alternative fuel at which the fuel cost is lower than the fuel cost when only the fossil fuel is used as the fuel. I do. Then, an operation plan for operating the power generation equipment at the selected addition ratio is created by the arithmetic device, and transmitted to the power generation company from the communication device. In addition, the power generation cost when assuming that the power generation company uses only fossil fuel as the fuel, and the power generation cost when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel are calculated by the arithmetic unit using the unit price, An arithmetic unit calculates a price obtained by multiplying a difference between the two costs by a predetermined coefficient. The communication device transmits a notification to the power generation company requesting the obtained price as a price for the merit received by the power generation company.
[0010]
At this time, with the addition ratio of the selected alternative fuel, the amount of the alternative fuel required to obtain the required power generation output is calculated by the arithmetic unit, and a notification of ordering the determined amount of the alternative fuel is sent to the previously contracted fuel. It is also possible to transmit from the communication device to the supplier.
[0011]
In addition, a value obtained by multiplying the above-ordered alternative fuel amount by a predetermined coefficient is calculated by an arithmetic unit, and the calculated value is billed as a price for a merit received by the fuel supplier due to an increase in sales of the alternative fuel. It is also possible to transmit a notification to the fuel supply company from the communication device.
[0012]
BEST MODE FOR CARRYING OUT THE INVENTION
A power generation business support system according to an embodiment of the present invention will be described.
(First Embodiment)
To promote the conservation of the global environment, it is promising to reduce the use of fossil fuels and increase the introduction of clean alternative fuels. In the power generation business support system according to the first embodiment, as shown in FIG. 1, a fuel service business 93 is interposed between a power generation business 92 and a fuel supply business 91, and the fuel service business 93 is provided. Of the project, the problem of starting the use of alternative fuels by the power producer 92 and the mass production of alternative fuels by the fuel supplier 91 will be resolved, and the conversion of fossil fuels to alternative fuels by the power producer 92 will be resolved. In addition to providing support for promotion, the stable supply of alternative fuels by the fuel supply company 91 will be promoted. Here, the fuel supply company 91 is a company that sells alternative fuels such as dimethyl ether and FT gas oil instead of fossil fuels. The power generation company 92 is a company that generates power using fossil fuels and alternative fuels as fuel and sells the obtained electric power.
[0013]
First, the outline of the business of the fuel service provider 93, the power generation provider 92, and the fuel supply provider 91 will be described with reference to FIG. The fuel supply business 91, the power generation business 92, the fuel service business 93, and the equipment manufacturing business 94 carry out the following business in accordance with the contract 7 mutually concluded. Note that the equipment manufacturer 94 is an enterprise that manufactures equipment necessary for enabling alternative fuels to be used in power generation facilities.
[0014]
The fuel service provider 93 orders an equipment manufacturer 94 to order and design and manufacture the equipment 8a required to make the alternative fuel available in the power generation equipment currently owned by the power generator 92. The device 8a is attached to the power generation facility of the power generation company 92 (arrow 9). As a result, the power generation facilities of the power generation company 92 can use alternative fuels in addition to fossil fuels. At this time, the cost for designing, manufacturing, and installing the equipment 8a is borne by the fuel service provider 93 and paid to the equipment manufacturer 94 (arrow 8). In addition, maintenance and management such as periodic inspection and repair of the attached equipment 8a are performed based on repair information (arrow 17) that the fuel service provider 93 instructs the equipment manufacturer 94 to perform periodic inspection and repair. This is performed by the business operator 94 (arrow 9). The maintenance and management costs are also borne by the fuel service provider 93 and paid to the equipment manufacturer 94. As a result, the power generation company 92 can convert the owned power generation facilities to power generation facilities that can use alternative fuels without paying a cost.
[0015]
Further, the fuel service company 93 receives the operating conditions of the power generation equipment and the current operation data from the power generation company 92 via the network (arrow 10). The fuel service company 93 receives fuel price information from the fuel supply company 91 via the network (arrow 1). Based on these data and information, the fuel service provider 91 calculates the mixing ratio between fossil fuel and alternative fuel at the power generation facility of the power generator 92, which has a lower fuel cost than when using only fossil fuel. Ask. An operation plan for operating the power generation equipment at this mixture ratio is created, and the operation plan is transferred to the power generation company 92 via the network (arrow 11). In addition, an alternative fuel amount (for example, a necessary amount per day) necessary for operating at the above mixing ratio is ordered from the fuel supplier 91 via a network (arrow 2). In response, the fuel supply company 91 delivers the ordered alternative fuel to the power generation company 92 (arrow 5). The power generator 92 pays for the delivered alternative fuel to the fuel supplier 91 (arrow 6).
[0016]
In addition, the fuel service company 93 operates the power generation company 92 according to the operation plan passed by the arrow 11 to reduce the fuel cost and the fossil fuel only as compared with the case where the power generation is performed using only the fossil fuel. Reduced operating costs of exhaust gas denitration equipment (eg, reduction of reducing agent cost, reduction of power of denitration fan), and operation costs of coal pulverization equipment (eg, reduction of pulverization power), etc. The price obtained by calculation and multiplied by a predetermined coefficient to the sum of these (reduction in fuel cost + reduction in operating costs of the denitration apparatus) is received when the power generation company 92 accepts the operation plan and uses the alternative fuel. The power generation company 92 is charged via the network as a price for the merit (fuel cost reduction merit fee 12a) (arrow 12). The power generation company 92 pays the merit fee 12a to the fuel service company 93 (arrow 13).
[0017]
Further, the fuel service provider 93 calculates the price calculated by multiplying the alternative fuel amount ordered by the fuel supply provider 91 by the arrow 2 by a discount coefficient predetermined by the fuel supply provider 91, by the fuel service provider 93. Is charged to the fuel supplier 91 via the network as a consideration (alternative fuel sales merit fee 3) for the merit obtained by increasing the sales volume after receiving an order (arrow 3). The fuel supply company 91 pays the merit fee 3 to the fuel service company 93 (arrow 4).
Further, based on the operation data of the power generation equipment received from the power generation business 92 via the network by the arrow 10, the fuel service business 93 constantly checks the equipment 8a for abnormalities. When an abnormality is found in the device 8a, the fuel service provider 93 calculates an operation method for avoiding the abnormality by calculation, and sends the operation method to the operation control device of the power plant through a network as an operation plan (arrow 11). At the same time, repair information instructing repair is sent to the equipment manufacturer 94 via the network (arrow 17). As described above, by constantly monitoring the operation data, detecting a minute abnormality occurring in the device 8a, and responding before a large-scale repair is required, the maintenance cost can be reduced.
[0018]
Next, the facility structure of the power generation company 92, the fuel service company 93, and the fuel supply company 91 and the control operation thereof will be described.
[0019]
First, as shown in FIG. 2, the power generation equipment of the power generation company 92 stores the power generation device including the boiler device 130, the fossil fuel storage unit 112, and the amount of fossil fuel supplied from the fossil fuel storage unit 112 to the boiler 130. A supply amount adjusting device 113 for adjusting, a supply amount adjusting device 161 for adjusting the amount of air supplied to the boiler 130, an exhaust gas sensor 34 for measuring the NOx concentration of the exhaust gas of the boiler 130, and supplying ammonia to the exhaust gas to produce NOx. N 2 And a chimney 155 for discharging exhaust gas after denitration. Further, it has a power generation command unit 45 that outputs operation conditions, a target NOx value, and a power generation command, an operation control device 33 that controls the supply amount adjustment device 113 and the supply amount adjustment device 161, and a communication control device 210.
[0020]
The power generation equipment of the power generation company 92 includes an alternative fuel storage unit 121 and a supply amount adjustment device 122 that adjusts the amount of alternative fuel supplied to the boiler device 130. These are the equipments 8a attached to the power generation equipment by the fuel service provider 93 at the expense of the arrows 9 in FIG. The supply amount adjusting device 122 is controlled by the operation control device 33.
[0021]
The operation data such as the combustion temperature of the boiler device 130, the NOx concentration data detected by the exhaust gas sensor 34, and the required power output, NOx target value, and power generation command output from the power generation command unit 45 are transmitted to the communication control unit 210. Is transferred to the fuel service provider 93 via the network. This corresponds to the arrow 10 in FIG.
[0022]
On the other hand, the fuel supply company 91 has an arithmetic and control unit 35, an abnormality diagnosis unit 212, and a communication control unit 211. The arithmetic and control unit 35 receives, by the communication control unit 211, operation data of the power generation company, NOx concentration data, necessary power generation output, NOx target value, and power generation command. The abnormality diagnosis device 212 diagnoses, based on the operation data and the NOx concentration data, whether there is any abnormality in the power generation equipment of the power generation company. If there is an abnormality, the communication control device 211 outputs repair information to the device manufacturer 94. This corresponds to arrow 17 in FIG. The arithmetic and control unit selects a fuel by an arithmetic operation described later, and places an order with the fuel supplier 91. This corresponds to arrow 2 in FIG.
[0023]
In the present embodiment, the fuel supply company 91 is a company that sells not only alternative fuels but also fossil fuels, and includes a fossil fuel storage unit 20, an alternative fuel storage unit 21, a delivery unit 214, and a fuel delivery service. And a control device 31. Further, a sales information storage unit 42 storing data such as prices, stock amounts, and delivery dates of fossil fuels and alternative fuels, and a raw material property detection unit storing data of compositions and calorific values of fossil fuels and alternative fuels are stored. 43 and a communication control device 213. Data such as price, stock quantity, delivery date, composition, and calorific value of fossil fuels and alternative fuels are transferred by the communication control unit 213 to the fuel service provider 93 via a network. This corresponds to arrow 1 in FIG.
[0024]
Next, the operation of the arithmetic and control unit 35 of the fuel service provider 93 will be described. The arithmetic and control unit 35 has a memory and a CPU, and operates as shown in the flowchart of FIG. 4 when the CPU reads and executes a program stored in the memory in advance.
[0025]
First, the arithmetic and control unit 35 communicates with the fuel supplier 91 via the communication controller 211, and sets the current fossil fuel unit price, alternative fuel unit price, fossil fuel use discount coefficient, An alternative fuel use discount coefficient and an alternative fuel conversion coefficient are received (step 401 in FIG. 4). The alternative fuel conversion factor is
Alternative fuel conversion factor = fossil fuel calorific value / alternative fuel calorific value
And is a value indicating the ratio between the calorific value of the fossil fuel sold by the fuel supplier and the calorific value of the alternative fuel. The fossil fuel use discount coefficient and the alternative fuel discount coefficient are discount coefficients, and are set so as to increase as the order quantity (for example, per day) increases.
[0026]
Next, the arithmetic and control unit 35 communicates with the power generation company 92 via the communication control unit 211, and outputs the necessary power generation, the fossil fuel consumption amount, the alternative fuel consumption for a predetermined number of days (for example, one day) in the past. The consumption amount and the utility amount of the denitration device are taken in (step 402). The fossil fuel consumption amount and the alternative fuel consumption amount are the amounts of the fossil fuel and the alternative fuel actually supplied to the boiler device 130 by the operation control device 33 controlling the supply amount adjusting devices 113 and 122. The denitration device utility usage amount is the amount of ammonia that the operation control device 33 instructs the denitration device 202 to supply according to the concentration of NOx detected by the exhaust gas sensor 34.
[0027]
In the next step 403, the arithmetic and control unit 35 calculates an alternative fuel order quantity. This step 403 will be described in detail with reference to FIG. First, the arithmetic and control unit 35 creates a power generation plan for a predetermined period Tn for the power generation facilities of the power generation company 92 (step 501). The initial value T1 of the period Tn is, for example, three days. The required fuel amount in this period T1 is calculated. The fuel requirement is
Fuel requirement = Σ required power output / power generation efficiency
Then, the required power output / power generation efficiency per day is obtained by adding the values for the period T1 (step 502). However, the unit of fuel requirement is the calorific value. The required power output is obtained by predicting the required power output for a predetermined period (for example, one month) for each day, for example. The power generation efficiency is the power generated per unit heat value of the fuel in the facility of the power generation company 92, and uses a value previously obtained from past power generation data.
[0028]
Next, assuming that the alternative fuel usage rate is α and the remaining 1-α is the fossil fuel usage rate, the fuel price when purchasing the alternative fuel and the fossil fuel that meets the fuel requirement obtained in step 502 is calculated by the following equation. (503, 504).
[0029]
Fuel price = (1-α) x fuel requirement x fossil fuel unit price x fossil fuel usage discount coefficient + α x fuel requirement x alternative fuel unit price x alternative fuel usage discount factor
The fuel price is obtained in a range of 0 <α <(maximum available rate of alternative fuel αmax) by increasing the alternative fuel usage rate α by a predetermined α ′ from a predetermined initial value α0, and storing the same. (Steps 505 and 506).
[0030]
Then, the lowest fuel price is selected from the stored fuel prices, and the fuel price and the alternative fuel usage rate α at that time are stored as optimal values for the purchase period T1 (step 507).
[0031]
Next, in step 508, the period T is changed to a predetermined period T2 (for example, one week), and steps 502 to 507 are repeated, and the lowest fuel price for the purchase period T2, the alternative fuel usage rate α at that time, and Is obtained and stored as an optimum value.
[0032]
Again, in step 508, the period T is changed to a predetermined period T3 (for example, one month), and steps 502 to 507 are repeated to obtain the lowest fuel price for the purchase period T3 and the alternative fuel usage rate α at that time. , As the optimum value.
[0033]
This is repeated until a predetermined maximum purchase period Tmax is reached.
[0034]
Next, in step 507, the minimum fuel price stored for each period Tn is multiplied by a predetermined power generation plan variation risk coefficient as shown in the following equation to calculate a fuel purchase evaluation parameter for each period Tn.
[0035]
Fuel purchase evaluation parameter = fuel price x power generation plan change risk coefficient
The power generation plan fluctuation risk coefficient is a coefficient determined in consideration of the possibility that the fuel unit price and the required power generation output fluctuate in the middle of the period Tn, and generally becomes higher as the period is longer. A minimum one of the obtained fuel purchase evaluation parameters for each period Tn is selected, and the period Tn is selected as the purchase period T (step 510).
[0036]
For the purchase period T selected in step 510, the alternative fuel usage rate α stored in step 507 is read, and using this α, the fossil fuel order quantity and the alternative fuel order quantity are calculated by the following equation (step 511). . However, in the following equation, the required fuel amount is the required fuel amount obtained in step 502 for the purchase period T selected in step 510.
[0037]
Fossil fuel order quantity = (1-α) x fuel requirement
Alternative fuel order quantity = α x fuel requirement
Thus, the step of calculating the order amount of the alternative fuel and the fossil fuel in FIG. 5 ends (step 403 in FIG. 4).
[0038]
Next, the process proceeds to step 404 in FIG. 4, and the information for ordering the fossil fuel order amount and the alternative fuel order amount calculated in step 211 is transmitted from the communication control device 211 to the fuel supplier through a network. However, if the power generation company has inventories of fossil fuels and alternative fuels, it is also possible to order them after deducting them. Then, in the next step 405, an operation plan for the period T selected in the above steps 510 and 511 is created. Specifically, the amount of fossil fuel and the amount of alternative fuel to be supplied to the boiler device 130 are calculated at the selected alternative fuel usage rate α in order to obtain the power generation output of step 502. Further, an air amount suitable for the condition is obtained. An operation plan is created using the obtained supply amounts and air amounts of the fossil fuel and the alternative fuel as values to be set in the supply amount adjustment devices 113, 122, and 161. This operation plan is transmitted from the communication control device 211 to the operation control device 33 of the power generation company 92.
[0039]
Next, the routine proceeds to step 406, where the alternative fuel sales promotion merit fee is calculated by the following equation. However, the substitute fuel use discount coefficient is the coefficient received from the fuel supplier 91 in step 401, and the substitute fuel order quantity is the substitute fuel order quantity obtained in step 403 and ordered in step 404.
[0040]
Alternative fuel sales merit = alternative fuel order quantity x alternative fuel use discount coefficient
This merit fee is a price for the merit obtained by the fuel supply company because the sales are expanded by the fuel service company 93 ordering the alternative fuel. In the above equation, the alternative fuel order quantity is obtained by multiplying the alternative fuel use discount coefficient. However, the present invention is not limited to this equation, and it is obtained by a method predetermined with the fuel supply company 91 in advance. For example, it can be obtained by multiplying a separately determined merit coefficient by the alternative fuel order quantity. The bill for requesting the obtained alternative fuel sales merit is transmitted to the fuel supplier 91 via the communication control device 211 (step 407).
[0041]
Next, the routine proceeds to step 408, where a fuel cost reduction merit charge is calculated. This step 408 will be described in detail with reference to FIG. First, in step 601, a fossil fuel cost and an alternative fuel cost are obtained by the following formula, and a fuel cost obtained by summing both is obtained. However, the unit price of the fossil fuel and the unit price of the alternative fuel use the values obtained from the fuel supplier 91 in step 401, and the amount of fossil fuel consumption and the amount of alternative fuel use the values obtained from the generator 92 in step 402. Used.
[0042]
Fossil fuel cost = Fossil fuel unit price x Fossil fuel consumption
Alternative fuel cost = alternative fuel unit price x alternative fuel consumption
Fuel cost = fossil fuel cost + alternative fuel cost
Next, in step 602, a fossil fuel amount (equivalent fossil fuel consumption) required to obtain a calorific value corresponding to the alternative fuel consumption is obtained from the following equation. This represents the fossil fuel amount that is assumed to have been consumed to obtain the heat value of the alternative fuel when the alternative fuel was not used.
Equivalent fossil fuel consumption = alternative fuel consumption x alternative fuel conversion factor
Note that the alternative fuel conversion coefficient is obtained in step 401, and the alternative fuel conversion coefficient = fossil fuel heating value / alternative fuel heating value × power generation efficiency change correction coefficient.
It is.
[0043]
The power generation efficiency change correction coefficient is a coefficient for correcting the effect of improving the power generation efficiency by using a clean alternative fuel as compared with fossil fuel.
[0044]
Next, using the equivalent fossil fuel consumption determined in step 602, a fuel cost estimated to be incurred when only fossil fuel is used without using alternative fuel is calculated.
[0045]
Equivalent fuel cost = fossil fuel cost + (alternative fuel price x equivalent fossil fuel consumption)
Also, using only the fossil fuel without using the alternative fuel using the equivalent fossil fuel consumption determined in step 602, the amount of ammonia estimated to be necessary in the denitration device 202 (equivalent denitration Device utility usage). However, the denitration device utility calculation coefficient defines the amount of ammonia required by the denitration device 202 when fossil fuel consumption per unit is burned in the boiler device 130 of the power generation company. This is determined from the relationship between the fuel consumption and the ammonia consumption of the denitration device 202.
[0046]
Equivalent denitration device utility usage = (equivalent fossil fuel consumption + fossil fuel consumption) x denitration device utility calculation coefficient
From the determined equivalent amount of utility of the denitration apparatus, the operation cost of the denitration apparatus 202 reduced by using the alternative fuel (the reduction in the utility of the denitration apparatus) is determined by the following equation (step 604). However, the unit price of the denitration apparatus utility is the unit price of ammonia used in the denitration apparatus 202. The denitration device utility usage is the value captured in step 402.
[0047]
Denitration equipment utility reduction cost = denitration equipment utility unit price x (equivalent denitration equipment utility usage-denitration equipment utility usage)
Next, a fuel cost reduction merit fee is calculated from the fuel cost, the equivalent fuel cost, and the denitration device utility reduction cost obtained in steps 601, 603, and 605 by the following equation (step 606).
[0048]
Fuel cost reduction merit fee = ((fuel cost-equivalent fuel cost) + denitration equipment utility reduction cost) x predetermined coefficient
Thus, the step of calculating the fuel cost reduction merit charge of FIG. 6 ends (step 408 of FIG. 4).
[0049]
In the above equation, the value obtained by multiplying the fuel cost reduced by using the alternative fuel and the operating cost of the denitration device by a predetermined coefficient is used as the merit fee, but the reduced cost itself (the above-mentioned predetermined coefficient = 1) ) Can be used as a merit fee.
[0050]
Next, the process proceeds to step 409 in FIG. 4, and the communication control device 211 transmits a bill for charging the fuel cost reduction merit fee calculated in step 408 to the power generation company 92 via the network. When the power generation company 92 transfers the billed amount to a bank or the like, and the power generation company 92 notifies the fuel service company 93 via the network, the communication control device 211 of the fuel service company 93 receives the charge. The arithmetic and control unit 35 performs an accounting process (steps 410 and 411).
[0051]
If the fuel supplier 91 transfers the alternative fuel sales merit fee charged in step 407 to a bank or the like, and the fuel supplier 91 notifies the fuel service provider 93 via a network, the fuel service provider 91 The communication control device 211 of the user 93 receives it, and the arithmetic and control unit 35 performs accounting processing (steps 412 and 413).
[0052]
Next, the control operation of the operation control device 33 of the power generation company 92 will be described with reference to the flowchart of FIG.
[0053]
When the communication control device 210 receives the operation plan transmitted in step 405 of FIG. 4 by the fuel service provider 93, the operation control device 33 controls the plant equipment of the power generation facility according to the operation plan (steps 701 and 702). ). Here, the degree of opening of the valves constituting the supply amount adjusting devices 113, 122, 161 is received as the operation plan. In accordance therewith, the supply amount adjusting devices 161, 113 and 112 are controlled. As a result, the fossil fuel amount and the alternative fuel amount can be supplied to the boiler device 130 at the selected alternative fuel usage rate α, and an appropriate amount of air can be burned to obtain a desired power generation output. The structure and operation of each plant device of the power generation facility will be specifically described later.
[0054]
Next, the process proceeds to step 703, where the actual consumption of fossil fuel, the consumption of alternative fuel, and the amount of ammonia used in the denitration device 202 (the amount of denitration device utility ) Is transmitted to the fuel service provider via the communication control device 210.
[0055]
Also, when the communication control device 210 receives the bill for the fuel cost reduction merit fee from the fuel service provider 93, the accounting process is performed, the fee is transferred to a bank or the like, and the fuel cost reduction merit fee is paid. Is transmitted to the fuel service provider 93 via the communication control device 210 (steps 704 and 705). The fuel service provider 93 receives this notification in step 410 of FIG.
[0056]
When the communication control device 210 receives the fuel bill from the fuel supplier 91, the communication controller 210 performs an accounting process, transfers a fee to a bank or the like, and sends a notice notifying that the fuel fee has been paid. The information is transmitted to the business operator 91 (steps 706 and 707). Further, when the communication control unit 210 receives the fuel dispatch notification from the fuel supplier 91, the communication control unit 210 performs material processing for receiving the delivered fuel, and stores the material in the fossil fuel storage unit 112 and the alternative fuel storage unit 121. . When the notification that the fuel is received is received from the fossil fuel storage unit 112 and the alternative fuel storage unit 121, the fuel reception notification is transmitted to the fuel supplier 91 via the communication control device 210.
[0057]
Next, the control operation of the delivery control device 31 of the fuel supplier 91 will be described with reference to the flowchart of FIG.
[0058]
First, when the communication control device 213 receives the order form of the fossil fuel and the alternative fuel from the fuel service provider 93, the delivery control device 31 outputs a delivery command to the delivery unit 214 to generate the fossil fuel and the alternative fuel. The product is delivered to the business operator 92 (steps 801 and 802). At the same time, a communication notification is transmitted from the communication control device 213 to the power generation company 92.
[0059]
Further, the fuel cost is calculated as follows (step 803).
[0060]
Fossil fuel cost = Fossil fuel order quantity x Fossil fuel unit price
Alternative fuel cost = alternative fuel order quantity x alternative fuel unit price
Fuel cost = fossil fuel cost + alternative fuel cost
In the next step 804, when the power generation company 92 receives the fuel receipt notification transmitted in step 709 in FIG. 7, the communication control device 213 transmits the bill for requesting the fuel cost to the power generation company 92 ( Step 805)
When the power generation company 92 receives the fuel cost payment notification transmitted in step 705 of FIG. 7, the accounting process is performed (steps 806 and 807). When the fuel service provider 93 receives the bill for the alternative fuel sales merit fee transmitted in step 407 of FIG. 4, it performs accounting and transfers the fee to a bank or the like, and sends a notice of the merit fee payment to the fuel service. Transmit to the business 93 (steps 808, 809)
Here, the configuration of the plant equipment of the power generation company 92 and their control by the operation control device 33 will be specifically described with reference to FIG.
[0061]
The power generation company 92 has a coal storage hopper as the fossil fuel storage unit 112, and is provided with a rotary valve as a supply amount adjustment device 113 for adjusting the supply amount of the fossil fuel from the coal storage hopper. The alternative fuel storage unit 121 that stores the alternative fuel is a storage tank, and includes a flow rate adjustment valve as a supply amount adjustment device 122 that adjusts the alternative fuel supply amount. Further, a ventilation device is provided as the supply amount adjusting device 161 for adjusting the air amount. Coal 102, which is a fossil fuel delivered from a fuel supply company 91, is coarsely pulverized by a coarse pulverization device (not shown), stored in a fossil fuel storage unit 112, and supplied by a supply amount adjustment device (rotary valve) 113 to a coal pulverization device. 114. The supply amount is adjusted by controlling the number of rotations of the supply amount adjusting device (rotary valve) 113 by the operation control device 33. Coal is pulverized to 100 μm or less by a coal pulverizer. The finely pulverized coal is transported to the coal burner 131 of the coal boiler device by the transport air 104 which is a part of the air supplied from the air supply adjusting device (ventilation device) 161. This amount of air is about 10% of the coal weight. Further, the remaining air 103 from the air supply adjusting device (ventilation device) 161 is directly supplied to the coal burner 131.
[0062]
On the other hand, the alternative fuel 105 is pushed out from the alternative fuel storage unit (storage tank) 121 by the pump 163. The supply amount is adjusted by the operation control device 33 controlling the supply amount adjustment device (flow rate adjustment valve) 122. The addition amount of the alternative fuel 105 is in the range of 0 to 50% by mass relative to the coal supply amount. The alternative fuel 105 is combined with the carrier air 104 by the adding unit 123 and supplied to the coal pulverizer 114. The added alternative fuel is supplied to the burner 131 of the boiler device 130 together with the pulverized coal-like coal 102. As a method of adding the alternative fuel 105, a suitable method such as a gas supply method, a liquid spray method, or a solid supply method can be adopted according to the form of the alternative fuel 105 to be supplied.
[0063]
In the coal burner 131, the coal 102, the carrier air 104, and the direct air 103 from the air supply adjusting device (ventilation device) 161 are brought into contact with each other to burn the coal. The alternative fuel 105 supplied to the burner 131 together with the coal 102 is decomposed as the combustion gas temperature rises due to the combustion of the coal 102, and generates hydroperoxy radical (HOO.). Hydroperoxy radical (HOO.) Converts nitrogen monoxide (NO) generated by combustion into nitrogen dioxide (NO). 2 ). NO 2 Is more active than NO and coexists with hydrocarbons, carbon monoxide, hydrogen, cyanide (HCN), ammonia (NH 3 ) And related compounds or radicals 2 Is reduced to When dimethyl ether is added as an alternative fuel, the generated alkyl radical (CH 3 OCH 2 ・) Is NO 2 Contributes to the reduction of When methanol is added as the alternative fuel 105, the methoxy radical (CH 3 O.) is generated and NO 2 Can act as a reducing agent. The above-mentioned hydroperoxy radical (HOO.) And alkyl radical (CH 3 OCH 2 ・), Methoxy radical (CH 3 O.) and other radicals contain an oxygen atom in the radical and can act as an oxidizing agent by donating the oxygen atom.
[0064]
Further, the condensed aromatic compound contained in pulverized coal in a large amount is more stable and less oxidized than an aliphatic compound such as butane and pentane or a monocyclic aromatic compound such as benzene and toluene. Therefore, it is difficult to ignite bituminous coal or anthracite coal containing a large amount of condensed aromatic compounds and having advanced carbonization. When a non-flammable coal such as anthracite is burned with a normal pulverized coal burner, the time required for ignition is long, combustion is insufficient, combustion efficiency is reduced, and unburned ash in ash may increase. The addition of the alternative fuel also has the effect of accelerating the ignition of coal containing a large amount of condensed aromatic compounds. That is, the added alternative fuel is easily decomposed, and the hydroperoxy radical (HOO.) And the alkyl radical (CH 3 OCH 2 ・), Methoxy radical (CH 3 O.) and other radicals. These radicals have high activity and can react with the condensed aromatic compound contained in the pulverized coal. Thereby, ignition of the pulverized coal can be promoted.
[0065]
The side wall of the coal boiler device 130 has a water-cooled wall structure composed of a water-cooled tube, and the heat of coal combustion is absorbed by water or steam flowing inside the water-cooled tube. Further, heat that cannot be absorbed by the water cooling tube is further absorbed by water or steam 106 flowing through the heat transfer tube 133 installed in the flue duct downstream of the coal combustion chamber. The turbine is rotated by the water that has become steam by absorbing heat to generate power.
[0066]
In the exhaust gas 107 emitted from the coal boiler device 130, the concentration of NOx or the like in the gas is detected by the exhaust gas sensor 34. NOx in the exhaust gas is removed by the denitration device 202, and dust in the exhaust gas is removed by the dust collector 151. Specifically, the ammonia supplied from the ammonia supply unit 154 is sprayed onto the denitration tower 153, and NOx in the exhaust gas is reduced by reacting with ammonia to reduce the NOx. 2 To The exhaust gas after the denitration treatment is released from the chimney 155 to the atmosphere.
[0067]
The fossil fuel storage unit 112 and the alternative fuel storage unit 121 are each provided with a sensor for detecting a consumption amount. Further, a sensor for detecting the amount of consumed ammonia is arranged in the ammonia supply unit 154 of the denitration device 202. These outputs are output to the fuel service provider 93 in step 703 in FIG. 7 together with the output of the exhaust gas sensor 34.
[0068]
As described above, according to the power generation business support system of the present embodiment, the fuel service business 93 intervenes between the power generation business 92 and the fuel supply business 91. By performing the above-mentioned business by the fuel service company 93, the power generation company 92 can receive the equipment 8a necessary for using the alternative fuel without burdening the expenses, and Inspection and repair are available. Further, the power generation company 92 can receive an operation plan for performing operation by adding an alternative fuel at an addition ratio at which the cost is lower than when only the fossil fuel is used. Therefore, by operating according to this operation plan, power generation can be performed at lower cost than when only fossil fuel is used. Further, since the fuel service provider 93 places the order for the fuel, it is possible to reduce the cost required for the business processing of the fuel order. In addition, since the use of the alternative fuel reduces the total amount of NOx contained in the exhaust gas discharged from the boiler 130, the amount of NOx that cannot be completely removed by the denitration device 202 and is discharged to the outside can be reduced. Clean power generation can be performed in consideration of
[0069]
On the other hand, the fuel supply company 91 guarantees stable demand because the power generation company 92 purchases alternative fuel by the business of the fuel service company 93. Therefore, mass production can be performed at a low cost in a plurality of plants. When the power producer 92 stably purchases the alternative fuel thus produced, the fuel supplier 91 can increase profits. In addition, mass production stabilizes the supply and lowers the production price, so that the unit price of the alternative fuel is reduced and the demand from the power generation company 92 is further increased, resulting in a favorable circulation.
[0070]
Further, the fuel service company 93 needs the initial investment for the cost of the equipment 8a, but thereafter, only calculates the optimum amount of the alternative fuel to be added and performs the ordering process to obtain the order. Since the merits 91a and 3a can be received from both parties 91, the initial investment can be recovered and a profit can be obtained.
[0071]
In addition, the equipment manufacturer 94 can manufacture, inspect, and repair the equipment 8a and receive the payment of the cost from the fuel service enterprise 93, thereby increasing profits.
[0072]
In the first embodiment, the fuel supply company 91 supplies not only the alternative fuel but also the fossil fuel, and the fuel service company 93 orders the alternative fuel and the fossil fuel from the fuel supply company 91. However, fossil fuels can be ordered from another fuel supplier, or fossil fuels can be ordered by power generators themselves.
(Second embodiment)
In the second embodiment, the national government, local governments, and the like provide a total amount of nitrogen compounds (NOx), sulfur oxides (SOx), carbon dioxide (CO 2 ) This is a support system for power generation projects assuming that laws requiring the payment of environmental taxes according to the total amount have been enacted.
[0073]
Hereinafter, an example of a case where the nitrogen oxide regulation is introduced will be described with reference to FIG.
[0074]
The power generation company 92 receives a taxation coefficient (environmental emission constraint condition) on the total amount of the emitted nitrogen compounds (NOx) from the environmental management company 95 such as the government or a local government (arrow 14). The operation control device 33 of the power generation company 92 transmits information notifying the taxation coefficient (environmental emission constraint condition) to the fuel service company 93 by the communication control device 210.
[0075]
The fuel service provider 93 receives this taxation coefficient in step 402 of FIG. Further, when calculating the fuel order amount in step 403 (steps 501 to 511 in FIG. 5), the amount of NOx generated when the fossil fuel and the alternative fuel are burned is calculated, and this NOx is denitrified by the denitration device. Find the cost of doing In addition, the amount of NOx that cannot be completely removed by the denitration device and is discharged from the chimney 155 is determined, and the amount of tax on the NOx is determined. The usage rate α of the alternative fuel, which minimizes the amount obtained by adding the cost and the tax amount of these denitration devices to the fuel cost, is obtained.
[0076]
When calculating and billing the fuel cost reduction merit fee in steps 408 and 409 of FIG. 4, the fuel service provider 93 also calculates and bills the environmental emission reduction benefit fee (arrow in FIG. 9). 15). The environmental emission reduction merit fee is the amount corresponding to the environmental tax reduced by using alternative fuels. The power generation company 92 transfers the merit fee to a bank or the like and notifies the fuel service company 93 of the payment notice (arrow 16 in FIG. 9). In steps 411 and 412, the fuel service company 93 receives the payment notice of the environmental emission reduction merit fee in addition to the fuel cost reduction merit fee from the power generation company 92, and also performs the accounting process.
[0077]
As shown in FIG. 9, other configurations are the same as those of the power generation business support system of the first embodiment. Therefore, the description of the same portions will be omitted, and only different portions will be described in detail below. .
[0078]
A method of calculating a fuel order quantity in step 403 of FIG. 4 (steps 501 to 511 of FIG. 5) will be described as a part different from the first embodiment in the power generation business support system of the second embodiment. I do.
[0079]
In the second embodiment, when calculating the fuel price in step 503 of FIG. 5, the amount of NOx generated when the fossil fuel and the alternative fuel are burned is calculated, and this NOx is denitrified by the denitration device 202. Find the cost of doing In addition, the amount of NOx that cannot be completely removed by the denitration device 202 and is discharged from the chimney 155 is obtained, and the amount of tax on the NOx is obtained. The usage rate α of the alternative fuel, which minimizes the amount obtained by adding the cost and the tax amount of the denitration device 202 to the fuel cost, is obtained. Specifically, the alternative fuel usage rate is α, and the remaining 1-α is the fossil fuel usage rate, and the fuel price when purchasing the alternative fuel and fossil fuel that meets the fuel requirement obtained in step 502 is expressed by the following equation. It is calculated by: However, the NOx generation coefficient by fossil fuel is the amount of NOx generated when fossil fuel corresponding to one unit of the required fuel amount is burned by the boiler device 130, and is a value obtained in advance. The NOx generation coefficient of the alternative fuel is also an amount of NOx generated when the alternative fuel corresponding to one unit of the required fuel amount is burned by the boiler device 130, and is a value obtained in advance. The denitration apparatus utility unit price is the cost of ammonia required to denitrate the unit amount of NOx by the denitration apparatus 202, and is a value obtained in advance. The denitration device removal ratio is a ratio of NOx that can be removed by the denitration device 202 among NOx in the exhaust gas, and NOx that cannot be completely removed is discharged from the chimney 155. The environmental emission tax coefficient is a tax coefficient received from the power generation company 92 by the arrow 914 in FIG.
[0080]
Fuel price = (1-α) x fuel requirement x fossil fuel unit price x fossil fuel usage discount coefficient + α x fuel requirement x alternative fuel unit price x alternative fuel usage discount factor
NOx generation amount = (1−α) × fuel required amount × (NOx generation coefficient by fossil fuel) + α × fuel required amount × (NOx generation coefficient by alternative fuel)
Denitration equipment utility cost = NOx generation amount x Denitration equipment utility unit price
Environmental tax = NOx generation amount x (1- removal rate of denitration equipment) x environmental emission taxation coefficient
Total amount = fuel price + denitration equipment utility cost + environmental tax
The total price is obtained in the range of 0 <α <(maximum available rate of alternative fuel αmax) by increasing the alternative fuel usage rate α by a predetermined α ′ from a predetermined initial value α0, and storing the total price. (Steps 505 and 506).
[0081]
Then, the lowest fuel price is selected from the stored fuel prices, and the fuel price and the alternative fuel usage rate α at that time are stored as optimal values for the purchase period T1 (step 507).
[0082]
Next, in step 508, the period T is changed to a predetermined period T2 (for example, one week), and steps 502 to 507 are repeated, and the lowest fuel price for the purchase period T2, the alternative fuel usage rate α at that time, and Is obtained and stored as an optimum value. Hereinafter, similarly to the first embodiment, the respective steps in FIG. 5 are performed to calculate the fossil fuel order quantity and the alternative fuel order quantity that minimize the total amount.
[0083]
When calculating and billing the fuel cost reduction merit fee in steps 408 and 409 of FIG. 4, the fuel service provider 93 also calculates and bills the environmental emission reduction benefit fee (arrow in FIG. 9). 15). The environmental emission reduction merit fee is an amount corresponding to the environmental tax reduced by using alternative fuels, and is calculated by the following formula. However, the required amount of fuel per day is the value obtained in step 502. The NOx generation coefficient by fossil fuel is the coefficient used in step 504. The actual NOx generation amount is an actual NOx generation amount per day obtained by integrating the output of the sensor 34 for one day.
[0084]
Equivalent NOx generation amount = (amount of fuel required per day) x (NOx generation coefficient by fossil fuel)
Environmental emission reduction merit fee = (Equivalent NOx generation amount-Actual NOx generation amount) x (1- Removal rate of denitration equipment) x Environmental emission taxation coefficient
As described above, according to the power generation business support system of the second embodiment, the following effects can be obtained in addition to the effects obtained by the power generation business support system of the first embodiment. That is, the fuel service provider 93 obtains an alternative fuel addition ratio that minimizes the cost in consideration of not only the fuel cost but also the environmental tax and the utility cost of the denitration device, as compared with the case where only the fossil fuel is used. , Create an operation plan for it. Therefore, the power generation company 92 can generate power at lower cost than by using only fossil fuel by operating according to the operation plan received from the fuel service company 93. In addition, since the total amount of NOx discharged from the boiler device 130 is reduced by using the alternative fuel, the amount of NOx that cannot be completely removed by the denitration device 202 and is discharged to the outside can be reduced. And power can be saved, and clean power generation that is environmentally friendly can be performed.
[0085]
In the above-described embodiment, a case has been described in which an environmental tax is imposed on the total amount of NOx emissions. However, sulfur compounds (SOx), carbon dioxide (CO2) 2 ), Etc., can be treated in the same way by adding them to the calculation of the environmental tax. In addition, since the taxation method is determined by law, when the concentration of environmental emissions such as NOx exceeds a specified value, the difference from the specified value may be multiplied by a taxation coefficient to obtain a tax amount. Also in these cases, it is possible to similarly calculate the environmental emission reduction merit charge and the fuel order quantity by using the formula for calculating the environmental tax by these taxation methods as the formula for calculating the above-mentioned environmental tax. .
[0086]
In the second embodiment, the output of the sensor 34 at the outlet of the boiler device 130 is used as the actual NOx generation amount when calculating the environmental emission reduction merit fee, but a separate sensor is disposed at the outlet of the chimney 155. It is also possible to calculate the amount of NOx generated per day at the smoke outlet and calculate the environmental emission reduction merit charge by the following equation.
[0087]
Environmental emission reduction merit charge = (Equivalent NOx generation amount x (1-Denitration device removal rate)-Smoke stack NOx generation amount) x Environmental emission taxation coefficient
[0088]
【The invention's effect】
Advantageous Effects of Invention According to the present invention, it is possible to provide a power generation business support method that allows a power generation company to use an alternative fuel with a small burden.
[Brief description of the drawings]
FIG. 1 is an explanatory diagram showing an overall configuration of a power generation system according to a first embodiment of the present invention.
FIG. 2 is a block diagram showing a configuration of a control unit of the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 3 is a block diagram showing an example of plant equipment of a power generation company of the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 4 is a flowchart illustrating an operation of an arithmetic and control unit of the fuel service provider in the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 5 is a flowchart showing a calculation operation of a fuel order quantity in a calculation control unit of a fuel service provider of the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 6 is a flowchart showing a calculation operation of a fuel cost reduction merit charge in a calculation control unit of a fuel service provider of the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 7 is a flowchart showing the operation of the operation control device of the power generation company of the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 8 is a flowchart showing an operation of the delivery control device of the fuel supplier in the power generation system according to the first embodiment of the present invention.
FIG. 9 is an explanatory diagram showing an overall configuration of a power generation system according to a second embodiment of the present invention.
[Explanation of symbols]
1. Arrow showing the flow of fuel price information
2 Arrow indicating the flow of order information
Arrow showing the flow of 3 benefits billing
4 Arrow showing the flow of payment notification of merit fee
5 Arrows showing the flow of fuel delivery
6 Arrows indicating the flow of fuel payment
7 Arrows indicating contract relationships
8 Arrows showing the flow of payment for equipment costs
9 Arrows indicating the flow of provision of equipment delivery after-sales service
10 Arrow indicating the flow of operation condition information
Arrow showing flow of 11 operation plans
12 Arrows showing the flow of claiming the merit fee
13 Arrow showing the flow of notification of payment of merit fee
14 Arrows indicating the flow of environmental emission constraint (taxation factor) information
15 Arrows showing the flow of claiming merit fees
16 Arrow showing the flow of notification of payment of merit fee
17 Arrows indicating the flow of repair information
20 Fossil fuel storage
21 Alternative fuel storage
31 Fuel delivery control device
33 Operation control device
34 Exhaust gas sensor
35 arithmetic and control unit
42 Sales information storage
43 Material property detector
45 Power generation command section
47 Emission regulations
91 Fuel supplier
92 Power generation company
93 Fuel Service Provider
94 Equipment manufacturer
95 Environmental Management Company
101 air
102 Coal
105 Alternative fuel
113 Supply amount adjustment unit
122 Supply amount adjustment unit
130 Coal boiler equipment
151 Dust Collector
155 chimney
161 Supply amount adjustment unit
202 Denitration equipment
210, 211, 213 communication control device
212 abnormality diagnosis device

Claims (14)

予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、化石燃料に代替燃料を添加して用いた場合の燃料コストを、前記化石燃料および前記代替燃料の単価を用いて演算装置により演算し、該燃料コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記単価を用いて前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。In a power generation facility of a power generation company contracted in advance for power generation support, as a fuel for obtaining a required power generation output, a fuel cost when an alternative fuel is added to fossil fuel and used, the fossil fuel and the alternative A first step of calculating by the arithmetic unit using the unit price of the fuel, and selecting, by the arithmetic unit, an addition ratio of the alternative fuel at which the fuel cost is lower than the fuel cost when only the fossil fuel is used as the fuel; When,
A second step of creating an operation plan for operating the power generation facility at the addition ratio selected in the first step by the arithmetic device, and transmitting the operation plan to the power generation company from the communication device;
The power generation cost when assuming that the power generation company uses only fossil fuel as the fuel, and the power generation cost when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel, using the unit price, the arithmetic unit A third step of calculating by the arithmetic unit a price obtained by multiplying the difference between the two costs by a predetermined coefficient;
Transmitting a notification from the communication device to the power generation company to notify the power generation business of the obtained price as compensation for the merits received by the power generation business. 請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第１ステップで選定した前記代替燃料の前記添加割合で前記必要とされる発電出力を得るために必要な前記代替燃料量を前記演算装置により演算して求める第５ステップと、
該第５ステップで求めた前記代替燃料量を発注する通知を、予め契約した燃料供給事業者に前記通信装置から送信する第６ステップとをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。2. The method according to claim 1, wherein the computing unit calculates the amount of the alternative fuel required to obtain the required power generation output at the addition ratio of the alternative fuel selected in the first step. 3. A fifth step of calculating and obtaining;
Transmitting a notification for ordering the alternative fuel amount obtained in the fifth step from the communication device to a pre-contracted fuel supplier, the method further comprising the step of: 請求項２に記載の発電事業の支援方法において、前記第６ステップで発注した前記代替燃料量に予め定めた係数を掛けた値を前記演算装置により算出する第７ステップと、
該第７ステップで算出した値を、前記燃料供給事業者が代替燃料の販売が拡大したことにより受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記燃料供給事業者に前記通信装置から送信する第８ステップとをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。3. The method according to claim 2, wherein the computing device calculates a value obtained by multiplying the substitute fuel amount ordered in the sixth step by a predetermined coefficient,
Eighth step of transmitting from the communication device to the fuel supplier a notification requesting the value calculated in the seventh step as compensation for the merits received by the fuel supplier in response to the increase in sales of alternative fuels. And a method for supporting a power generation business. 請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第３ステップにおいて、前記発電コストとして、燃料コストと、該燃料を燃焼させた場合に生じる排気ガスから所定の物質を除去するために必要なコストとを加えた値を算出することを特徴とする発電事業の支援方法。2. The power generation business support method according to claim 1, wherein in the third step, the power generation cost includes a fuel cost and a fuel cost necessary for removing a predetermined substance from exhaust gas generated when the fuel is burned. A method for supporting a power generation business, comprising calculating a value obtained by adding a cost. 請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第１のステップで演算に用いる化石燃料および代替燃料の単価を、前記通信装置により前記燃料供給事業者から受信する第９ステップをさらに含むことを特徴とする発電事業の支援方法。The method for supporting a power generation business according to claim 1, further comprising a ninth step of receiving a unit price of a fossil fuel and an alternative fuel used in the calculation in the first step from the fuel supplier through the communication device. A method for supporting a power generation business characterized by: 請求項１に記載の発電事業の支援方法において、第１のステップでは、　　前記必要とされる発電出力の値を、前記通信装置により前記発電事業者から受け取り、その値を用いて前記燃料コストを求める演算することを特徴とする発電事業の支援方法。In the method of supporting a power generation business according to claim 1, in the first step, the value of the required power generation output is received from the power generation company by the communication device, and the fuel cost is calculated using the value. A method for supporting a power generation business, which is characterized by performing a calculation. 請求項１に記載の発電事業の支援方法において、前記第２ステップでは、前記運転計画として、前記必要とされる発電出力を得るために、前記第１ステップで求めた前記添加割合で前記発電設備のボイラに供給すべき代替燃料供給量と化石燃料供給量とを求め、該代替燃料供給量と化石燃料供給量で前記発電設備に運転を行わせるための運転指令を作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信することを特徴とする発電事業の支援方法。2. The power generation business support method according to claim 1, wherein in the second step, in order to obtain the required power generation output as the operation plan, the power generation facility uses the addition ratio determined in the first step. 3. Calculating an alternative fuel supply amount and a fossil fuel supply amount to be supplied to the boiler, and generating an operation command for causing the power generation facility to operate with the alternative fuel supply amount and the fossil fuel supply amount; Transmitting from the communication device to the power generation business. 予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して用いた場合の発電コストを演算装置により演算し、該発電コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の発電コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。In a power generation facility of a power generation company contracted in advance for power generation support, a power generation cost when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel as a fuel for obtaining a required power generation output is calculated by a calculation device. A first step of selecting the addition ratio of the alternative fuel that is lower than the power generation cost when the power generation cost is lower than the power generation cost when only the fossil fuel is used as the fuel,
A second step of creating an operation plan for operating the power generation facility at the addition ratio selected in the first step by the arithmetic device, and transmitting the operation plan to the power generation company from the communication device;
The power generation cost when assuming that the power generation company uses only fossil fuel as the fuel and the power generation cost when using the fossil fuel by adding the alternative fuel are calculated by the arithmetic device, A third step of calculating, by the arithmetic unit, a price obtained by multiplying a difference between costs by a predetermined coefficient;
Transmitting a notification from the communication device to the power generation company to notify the power generation business of the obtained price as compensation for the merits received by the power generation business. 請求項８に記載の発電事業の支援方法において、前記第１ステップでは、前記発電コストとして、前記化石燃料と前記代替燃料の燃料コストと、該燃料を燃焼させた場合に生じる排気ガスから所定の物質を除去するために必要なコストと、前記除去後の前記排気ガスにかかる環境税の税額とを加味したコストとを加え合わせたコストを用いることを特徴とする発電事業の支援方法。The method for supporting a power generation business according to claim 8, wherein in the first step, a predetermined power generation cost is calculated based on a fuel cost of the fossil fuel and the alternative fuel and an exhaust gas generated when the fuel is burned. A method for supporting a power generation business, comprising using a cost obtained by adding a cost necessary for removing a substance and a cost in consideration of a tax amount of an environmental tax on the exhaust gas after the removal. 請求項８に記載の発電事業の支援方法において、前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合にかかる環境税の税額と、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の環境税の税額との差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第５ステップと、
該第５ステップで求めた価格を、前記発電事業者が環境税について受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第６ステップとを含むことを特徴とする発電事業の支援方法。The method for supporting a power generation business according to claim 8, wherein the amount of the environmental tax when the power generation company assumes that only the fossil fuel is used as the fuel, and the alternative fuel is added to the fossil fuel A fifth step of calculating, by the arithmetic device, a price obtained by multiplying a difference between the amount of the environmental tax when used and a predetermined coefficient,
And a sixth step of transmitting from the communication device to the power generation company a notification requesting the price obtained in the fifth step as a price for the merit received by the power generation company for the environmental tax. How to support the power generation business. 請求項１０に記載の発電事業の支援方法において、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の前記環境税の税額を、前記発電事業者から前記通信装置により受信した前記発電設備の排気ガスの分析データを用いて前記演算装置が演算により求めることを特徴とする発電事業の支援方法。The method for supporting a power generation business according to claim 10, wherein the amount of the environmental tax when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel, the amount of the power generation facility received by the communication device from the power generation company. A method for supporting a power generation business, wherein the calculation device obtains by calculation using analysis data of exhaust gas. 発電事業を支援する発電事業支援システムであって、
演算装置と、発電事業者を通信を行うための通信装置とを有し、
前記演算装置は、
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、化石燃料に代替燃料を添加して用いた場合の燃料コストを、前記化石燃料および前記代替燃料の単価を用いて演算し、該燃料コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の燃料コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を演算により選定する第１ステップと、
前記第１ステップで選定した添加割合で前記発電設備を運転させる運転計画を作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記単価を用いて算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを行うことを特徴とする発電事業支援システム。A power generation business support system that supports a power generation business,
Computing device, having a communication device for communicating the power generation company,
The arithmetic unit includes:
In a power generation facility of a power generation company contracted in advance for power generation support, as a fuel for obtaining a required power generation output, a fuel cost when an alternative fuel is added to fossil fuel and used, the fossil fuel and the alternative A first step of calculating using a unit price of the fuel, and selecting an addition ratio of the alternative fuel by which the fuel cost is lower than a fuel cost when only the fossil fuel is used as the fuel,
A second step of creating an operation plan for operating the power generation facility at the addition ratio selected in the first step, and transmitting the operation plan to the power generation company from the communication device;
The power generation cost when assuming that the power generation company used only fossil fuel as the fuel, and the power generation cost when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel is calculated using the unit price, A third step of calculating a price obtained by multiplying a difference between the two costs by a predetermined coefficient;
Transmitting a notification requesting the obtained price as a price for the merit received by the power generation company from the communication device to the power generation company. 発電事業を支援する発電事業支援システムであって、
演算装置と、発電事業者を通信を行うための通信装置とを有し、
前記演算装置は、
予め発電支援を契約した発電事業者の発電設備において、必要とされる発電出力を得るための燃料として、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して用いた場合の発電コストを演算装置により演算し、該発電コストが前記化石燃料のみを前記燃料として使用した場合の発電コストよりも低くなる前記代替燃料の添加割合を演算により前記演算装置により選定する第１ステップと、
前記第１のステップで選定した添加割合で前記発電設備の運転させる運転計画を前記演算装置により作成し、前記発電事業者に前記通信装置から送信する第２ステップと、
前記発電事業者が前記燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を前記演算装置により算出する第３ステップと、
求めた前記価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を前記発電事業者に対して前記通信装置から送信する第４ステップとを行うことを特徴とする発電事業支援システム。A power generation business support system that supports a power generation business,
Computing device, having a communication device for communicating the power generation company,
The arithmetic unit includes:
In a power generation facility of a power generation company contracted in advance for power generation support, a power generation cost when the alternative fuel is used by adding the alternative fuel to the fossil fuel as a fuel for obtaining a required power generation output is calculated by a calculation device. A first step in which the power generation cost is lower than the power generation cost in the case where only the fossil fuel is used as the fuel, and the addition unit of the alternative fuel is selected by the calculation device by calculation,
A second step of creating an operation plan for operating the power generation equipment at the addition ratio selected in the first step by the arithmetic device, and transmitting the operation plan to the power generation company from the communication device,
The power generation cost when assuming that the power generation company uses only fossil fuel as the fuel and the power generation cost when using the fossil fuel by adding the alternative fuel are calculated by the arithmetic device, A third step of calculating, by the arithmetic unit, a price obtained by multiplying a difference between costs by a predetermined coefficient;
Transmitting a notification requesting the obtained price as a price for the merit received by the power generation company from the communication device to the power generation company. 予め発電支援を契約した発電事業者の化石燃料を用いる発電設備に、費用を負担して、前記化石燃料に加えて代替燃料を使用するための設備を導入し、
前記発電事業者が燃料として化石燃料のみを使用したと仮定した場合の発電コストと、前記化石燃料に前記代替燃料を添加して使用した場合の発電コストとを、前記化石燃料と前記代替燃料の単価を用いて前記演算装置により算出し、両コストの差分に予め定めた係数を掛けた価格を演算により求め、該価格を前記発電事業者が受けたメリットに対する対価として請求する通知を通信制御装置により送信することを特徴とする発電事業の支援方法。In the power generation equipment using fossil fuel of the power generation company contracted in advance for power generation support, pay the cost, introduce equipment for using alternative fuels in addition to the fossil fuel,
The power generation cost when assuming that the power generation company uses only fossil fuel as fuel, and the power generation cost when using the fossil fuel by adding the alternative fuel, the fossil fuel and the alternative fuel The communication control device calculates a price by multiplying a difference between the two costs by a predetermined coefficient, calculates the difference by calculating a price by a predetermined coefficient, and charges the price as a price for the merits received by the power generation company. A method of supporting a power generation business, wherein the method is transmitted by:
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