JP2005004435A - 発電設備運用支援システム - Google Patents
発電設備運用支援システム Download PDFInfo
- Publication number
- JP2005004435A JP2005004435A JP2003166488A JP2003166488A JP2005004435A JP 2005004435 A JP2005004435 A JP 2005004435A JP 2003166488 A JP2003166488 A JP 2003166488A JP 2003166488 A JP2003166488 A JP 2003166488A JP 2005004435 A JP2005004435 A JP 2005004435A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power generation
- risk
- power
- value
- generation facility
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Landscapes
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
【課題】発電設備の特性のみならず電力需要および電力取引価格に関する不確定性の情報を考慮して経済性が最適である最適運転条件を導き出すことができる発電設備運用支援システムを得ることである。
【解決手段】発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布を条件入力部１１から入力する。運転条件最適化計算手段１５は、入力された情報に基づいて発電設備の発電性能値を算出し、その発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。また、リスク評価手段１６は運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価する。そして、計算された最適運転条件や評価されたリスク評価結果を結果表示部２２に表示する。
【選択図】 図１
【解決手段】発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布を条件入力部１１から入力する。運転条件最適化計算手段１５は、入力された情報に基づいて発電設備の発電性能値を算出し、その発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。また、リスク評価手段１６は運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価する。そして、計算された最適運転条件や評価されたリスク評価結果を結果表示部２２に表示する。
【選択図】 図１
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電設備の運転効率や運用経済性を最適に維持するための発電設備運用支援システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、発電設備の運用おいては、運用効率を最適に維持し発電コストが最小となるように運用される。図１２は、そのような発電設備最適運転システムの説明図である。発電設備最適運転システム１は、各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する燃料費特性関数ｆ１（ＭＷ）〜ｆｎ（ＭＷ）を記憶した記憶部３と、中給指令所４からの電力デマンドに基づいて各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する負荷配分指令値ＭＷ（１）〜ＭＷ（ｎ）を算出する最適運転条件計算部５を有している。最適運転条件計算部５は、各々の発電設備２ａ〜２ｎの発電量の総和（総発電量）が電力デマンド値と等しくなるように各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する負荷配分指令値ＭＷ（１）〜ＭＷ（ｎ）を算出する。この計算にあたっての拘束条件および最適性の条件を下記に示す。
【０００３】
この拘束条件および最適性の条件を満たす解を求めることにより、負荷配分値ＭＷ（１）〜ＭＷ（ｎ）を得る。このように構成された発電設備最適運転システムにおいては、与えられた電力デマンドを満たし発電コストを最小化する負荷配分指令値（運転条件）を求めることができる。
【０００４】
一方、電力の自由化に伴い電力の市場調達や市場販売が可能となっており、電力取引価格が変動したり電力の供給量が変動したりする（例えば、非特許文献１参照）。また、製品生産プラントにおいて製品の生産と売電との協調をとり、電力の取引価格に応じて製品を効率よく生産するようにしたものもある（例えば、特許文献１参照）。
【０００５】
【非特許文献１】
電気学会論文誌Ｂ 電力・エネルギー部門誌 Ｖｏｌ．１２１−Ｂ， ｐ．１４２２−１４２５
【０００６】
【特許文献１】
特開平９−１７９０６４号公報
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、従来の発電設備最適運転機能においては、電力デマンドは確定値であり、電力会社の発電設備以外の電力調達源（以下、単に電力供給先という）は考慮に入れていないので、確定値の電力デマンドで電力会社の発電設備を運用した場合には、電力の供給量と需要量との間にアンバランスが生じることがある。すなわち、電力取引市場が存在し時々刻々と変化する電力価格に応じて電力の市場調達および市場販売が自由にできるので、市場への売電量および場合によっては市場からの調達量を市場動向によって調整する必要がある。
【０００８】
また、電力供給先が電力系統を管理する中給指令所を経由せず、直接的に一般需要家や電力取引業者（以下、単に需要家という）との相対契約（１：１の契約）に基づく場合、需要家側のランダムに変化する需要に追従する必要が生じる。このように、電力会社における発電設備の運用については、単に電力デマンドに基づいて最適運転をするようにするだけでは十分に対応できない。
【０００９】
本発明の目的は、発電設備の特性のみならず電力需要および電力取引価格に関する不確定性の情報を考慮して経済性が最適である最適運転条件を導き出すことができる発電設備運用支援システムを得ることである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明の発電設備運用支援システムは、発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布を条件入力部から入力する。運転条件最適化計算手段は、入力された情報に基づいて発電設備の発電性能値を算出し、その発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。また、リスク評価手段は運転条件最適化計算手段で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価する。そして、計算された最適運転条件や評価されたリスク評価結果を結果表示部に表示する。
【００１１】
また、リスク評価手段は、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性に起因する市場リスクを数値化する市場リスク計算機能と、電力取引市場における取引自由度に関する不確定性に起因する流動性リスクを数値化する流動性リスク計算機能と、電力供給先に関する需要情報の不足に起因する信用リスクを数値化する信用リスク計算機能、発電設備およびその運用に関する不確定性に起因する運用リスクを数値化する運用リスク計算機能の少なくともいずれか一つを有し、これら各機能で算出された市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値に基づき総合リスク値を数値化する総合リスク計算機能を有する。
【００１２】
また、必要に応じて、最適なトレードオフ運転条件を算出する最適トレードオフ計算手段や、発電設備で発電量の予備力を維持するための最適な部分負荷条件または最適な定格オーバー負荷条件を算出する予備力最適化手段を備える。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を説明する。図１は本発明の第１の実施の形態に係る発電設備運用支援システムのブロック構成図である。条件入力部１１からは、発電設備の発電コスト、電力需要予測値、電力取引市場価格予測値の確率分布が入力される。これらは発電設備運用者により直接的に入力しても良いし、予めデータベースを用意しておきデータベースから入力するようにしても良い。例えば、電力取引市場価格予測値の確率分布を予め記憶した市場データベース１２や電力需要予測値の確率分布を予め記憶した需要家データベース１３を用意しておき、日時を指定することにより電力需要予測値や電力取引市場価格予測値の確率分布を入力する。また、発電設備データやその発電設備の運転データ（発電効率、発電コスト等）を格納したプラント特性データベース１４を用意しておき、発電設備が指定されたときその発電設備の発電コストを入力する。
【００１４】
運転条件最適化計算手段１５は、条件入力部から入力された発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布に基づいて、発電設備の発電性能値を算出し発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。発電性能値は、発電設備からの電力供給の経済性が最適であることを示す指標であり、その詳細は後述する。
【００１５】
リスク評価手段１６は、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価するものであり、電力需要および電力取引市場価格が変動した場合の市場リスク値を算出する市場リスク計算機能１７、電力取引市場の電力量の急激な変動に対する流動性リスク値を算出する流動性リスク計算機能１８、電力供給先である需要家の契約不履行や契約解除に伴い電力供給の変動に対する信用リスク値を計算する信用リスク計算機能１９、発電設備のトラブル等により電力供給ができなくなった場合の運用リスク値を計算する運用リスク計算機能２０を有し、また、これら各機能で算出された市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値に基づき総合リスク値を算出する総合リスク計算機能２１を有する。これらの詳細については後述する。そして、結果表示部２２には、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件やリスク評価手段１６で評価されたリスク評価結果が表示される。
【００１６】
次に、運転条件最適化計算手段１５での処理内容を説明する。運転条件最適化計算手段１５では、以下の手順に従って発電設備の発電性能値が算出され最適運転条件が決定される。すなわち、発電事業者側の発電電力の総和Ｓと電力需要の総和Ｄとが等しくなるような条件下で、電力の市場調達や市場販売さらには需要家の条件を加味して、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとを算出し、その差分を発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎとして求め、発電性能値Ｇａｉｎが最大となる最適運転条件（例えば、発電設備の負荷ＳＧ（ｉ）、市場調達電力量ＳＭ、市場売電量ＤＭ）を決定する。
【００１７】
まず、発電事業者側の発電電力の総和Ｓを求める。発電設備のＮＳ台の複数発電機のうちｉ番目の発電機の電力負荷をＳＧ（ｉ）［ＭＷ］、電力取引市場からの電力調達分をＳＭ［ＭＷ］、電力供給の不足分をバックアップ契約で他の電力会社などに電力融通してもらう場合の不足分電力をＳｍｉｓ［ＭＷ］とすると、発電事業者側の発電電力の総和Ｓは、（１）式で示される。
【００１８】
【数１】
そして、電力需要の総和Ｄを求める。需要家における電力需要契約ではＮＤＦ種類の相対固定契約とＮＤＶ種類の相対可変契約とがあるので、ＮＤＦ種類の相対固定契約による電力をＤＦ（ｉ）［ＭＷ］、ＮＤＶ種類の相対可変契約による電力をＤＶ（ｉ）［ＭＷ］とする。さらに、市場への売電電力をＤＭ［ＭＷ］、発電設備の所内電力をＤｌｏｃａｌ［ＭＷ］とする。そうすると、電力需要の総和Ｄは、（２）式で示される。
【００１９】
【数２】
発電電力の総和Ｓと電力需要の総和Ｄとが一致しなければならないので、Ｄ＝Ｓが拘束条件となる。また、ｉ番目の相対可変契約の需要家における需要上限ＤＶｍａｘ（ｉ）［ＭＷ］、下限ＤＶｍｉｎ（ｉ）［ＭＷ］、市場からの調達量ＳＭの上限値ＳＭｍａｘ［ＭＷ］、市場への売電量ＤＭの上限値ＤＭｍａｘ［ＭＷ］、不足電力のバックアップ上限Ｓｍｉｓｍａｘ［ＭＷ］、個々の発電設備の発電量上下限値ＳＧｍａｘ（ｉ），ＳＧｍｉｎ（ｉ）等の条件も満たす必要がある。これらの制約条件（ａ）〜（ｆ）をまとめて表記すると以下のようになる。
【００２０】
（ａ）電力需要総量と電力供給総量の一致条件
Ｓ＝Ｄ
（ｂ）相対可変契約の契約電力上下限制約
ＤＶｍａｘ（ｉ）≧ＤＶ（ｉ）≧ＤＶｍｉｎ（ｉ）（ｉ＝１，．．，ＮＤＶ）
（ｃ）市場への売電上限制約
ＤＭｍａｘ≧ＤＭ≧０
（ｄ）市場からの調達電力の上限制約
ＳＭｍａｘ≧ＳＭ≧０
（ｅ）電力不足分のバックアップ電力の上限制約
Ｓｍｉｓｍａｘ≧Ｓｍｉｓ
（ｆ）個々の発電設備の発電電力上下限制約
ＳＧｍａｘ（ｉ）≧ＳＧ（ｉ）≧ＳＧｍｉｎ（ｉ） （ｉ＝１，．．，ＮＳ）
一方、この発電設備の発電性能値として従来は発電効率を用いていたが、本発明では、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとの差分を発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎとする。これは、電力取引市場での電力取引価格（単位時間、単位電力あたりの価格単価）が需要家あるいは市場の電力要求度の感度を意味する係数と把握できるからである。
【００２１】
そこで、電力供給量に応じた電力取引価格の総和、すなわち単位時間あたりの電力売上の総和Ｓａｌｅを市場要求および需要家要求の達成度の指標として用いることにする。単位時間あたりの電力売上の総和Ｓａｌｅは、（３）式で示される。
【００２２】
【数３】
ここで、ＣＦ（ｉ）（ＤＦ（ｉ））はｉ番目の相対固定契約における契約料金で契約電力ＤＦ（ｉ）の関数で与えられる。同様にＣＶ（ｉ）（ＤＶ（ｉ））は相対可変契約における契約料金で需要家の消費電力ＤＶ（ｉ）の関数で与えられる。また、ＣＭＳ（ＤＭ）は市場への売電売上額で売電電力ＤＭの関数で与えられる。
【００２３】
一方、発電設備の運用に関する性能指標としては、発電コストを経済効率指標として用いることにする。単位時間あたりの発電コストの総和Ｃｏｓｔは、（４）式で示される。
【００２４】
【数４】
ここで、ＣＧ（ｉ）（ＳＧ（ｉ））はｉ番目の発電設備の運転コストで個々の発電設備の燃料費特性に応じて発電量ＳＧ（ｉ）の関数で与えられる。ＣＭＰ（ＤＭ）は市場から調達する電力の調達費用で電力調達量ＤＭの関数で与えられる。Ｃｐｅｎａｌｔｙ（Ｓｍｉｓ）は、電力供給不足による他電力会社からのバックアップ分のペナルティコストでバックアップ電力Ｓｍｉｓの関数で与えられる。
【００２５】
そして、（３）式および（４）式から（５）式に示すように、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとの差分である発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎが求められ、その最大化を最適運転条件の指標とする。
【００２６】
Ｇａｉｎ ＝ Ｓａｌｅ − Ｃｏｓｔ ［￥／ｈｏｕｒ］ …（５）
運転条件最適化計算手段１５では、条件入力部１１で与えられた市場価格予測値の確率分布、需要予測値の確率分布、発電コストに基づき、制約条件（ａ）〜（ｆ）のもとで、（５）式の発電性能指標を最大化する最適化問題を、勾配法や逐次２次計画法などの最適化アルゴリズムで解き、その解として最適運転条件（各発電設備の負荷ＳＧ（ｉ）、市場調達電力量ＳＭ、市場売電量ＤＭ）を決定する。運転条件最適化計算手段１５で算出された発電性能値Ｇａｉｎや最適運転条件は必要に応じて結果表示部２２に表示される。
【００２７】
次にリスク評価手段１６について説明する。リスク評価手段１６では条件入力部１１で設定された市場価格予測値や需要予測値の確率分布データに基づき、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の変動による最適性が低減するリスクを評価する。
【００２８】
図２はリスク評価手段１６の市場リスク計算機能１７の説明図である。市場リスク計算機能１７は、電力需要の変動や電力取引市場価格の変動により発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値変動確率）を定量化して数値化するものである。
【００２９】
市場リスク計算機能１７は、市場条件入力部１１で設定された個々の相対契約のうち相対可変契約の電力需要の確率分布関数ＦＤ（ｉ）（ＤＶ）および電力取引市場価格の確率分布関数（市場への売電の場合はＦＭＳ（ＣＭＳ）、市場からの調達の場合はＦＭＰ（ＣＭＰ））を入力する。
【００３０】
市場リスク計算機能１７では、乱数発生手段２３により電力需要の確率分布関数ＦＤ（ｉ）（ＤＶ）および電力取引市場価格の確率分布関数に応じた多数の乱数を発生する。次に、個々の乱数によるケースについて、最適運転条件計算手段２４では運転条件最適化計算手段１５を起動し、結果として最適運転条件とその時の発電性能値を求める。これをすべてのケースについて実行し、結果として（５）式の発電性能値Ｇａｉｎの値の頻度分布（ヒストグラム）を求める。
【００３１】
リスク値計算手段２５では、発電性能値Ｇａｉｎの許容下限値以下となるケース数をカウントし、全ケース数との比から性能値が許容下限値以下になる確率すなわちリスク値を算出する。あるいは、頻度分布の下限９５％信頼区間、すなわち９５％の信頼性に基づく発電性能値の最悪ケース値あるいはその最悪ケース値が許容下限値を下回った幅（これをＶａｌｕｅ ａｔ Ｒｉｓｋ：ＶａＲと記す）を算出する。値頻度分布とリスク値あるいはＶａＲ値は、結果表示部２２に出力される。これにより、需要変動や市場価格変動による発電性能値の変動のリスク（市場リスク）を数値化することができる。
【００３２】
図３はリスク評価手段１６の流動性リスク計算機能１８の説明図である。流動性リスク計算機能１８は、市場の状況の急激な変動により市場参加者が減り、市場取引が十分に行われなくなった場合に発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００３３】
条件入力部１１から市場売電量上限値ＤＭｍａｘ［ＭＷ］および市場調達電力量上限値ＳＭｍａｘ［ＭＷ］を入力し（Ｓ１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ３）。
【００３４】
次に、流動性リスク条件設定手段２６において市場の流動性が低下した場合を想定し、市場売電量上限値ＤＭｍａｘ＝０［ＭＷ］、市場調達電力量上限値ＳＭｍａｘ＝０［ＭＷ］と仮定し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ｎｏ−ｍａｒｋｅｔ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ５）。最後に流動性リスク値算出手段２７において両者の差ΔＧａｉｎ（Ｌｉｑｕｉｄｉｔｙ Ｒｉｓｋ）を（６）式から求める。
【００３５】
そして、その値を流動性リスク値として結果表示部２２に出力する。これにより、市場の流動性が低下した場合の市場への売電あるいは市場からの調達が阻害されることによる発電性能値の変動のリスク（流動性リスク）を数値化することができる。
【００３６】
図４はリスク評価手段１６の信用リスク計算機能１９の説明図である。信用リスク計算機能１９は、相対取引先の需要家（電力取引事業者）の契約不履行や契約キャンセルさらには倒産などのトラブルにより、計画していた電力供給が不能となった場合に発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００３７】
条件入力部１１から個々の相対固定契約電力量ＤＦ（ｉ）および個々の相対変動契約電力量ＤＶ（ｉ）を入力し（Ｓ１１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ１２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ１３）。
【００３８】
次に、信用リスク条件設定手段２８において、契約先の一部が契約不履行に陥ったと仮定し、ＤＦ（ｉ）＝０、 ＤＶ（ｉ）＝０ などの個別のシナリオを設定し、それらに対し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ１４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ＤＦ（ｉ）＝０）あるいはＧａｉｎ（ＤＶ（ｉ）＝０） ［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ１５）。
【００３９】
信用リスク値算出手段２９では、個々の契約不履行のシナリオの発生確率を需要家データベース１３から信用データ（契約不履行確率）Ｐ（ＤＦ（ｉ）＝０）あるいはＰ（ＤＶ（ｉ）＝０）として読み込み、（７）式から信用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｃｒｅｄｉｔ Ｒｉｓｋ）を計算する。
【００４０】
【数５】
そして、その値を信用リスク値として結果表示部２２に出力する。これにより、相対取引先の信用度を加味して、取引先の契約不履行等により相対取引が阻害されることによる発電性能値の変動のリスク（信用リスク）を数値化することができる。
【００４１】
図５はリスク評価手段１６の運用リスク計算機能２０の説明図である。運用リスク計算機能２０は、発電設備のトラブルや外的要因の変動による特性変動により、最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００４２】
条件入力部１１から個々の発電設備の発電量上限値ＳＧｍａｘ（ｉ）および燃料費特性ＣＧ（ｉ）を入力し（Ｓ２１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ２３）。
【００４３】
次に、運用リスク条件設定手段３０において、発電設備の一部がトラブルで発電不能になったと仮定し、ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０あるいは発電機の一部が外的要因（外気温や海水温度など）の変化により、燃料費特性が従来のＣＧ（ｉ）からＣＧ（ｉ）’に変動したとする個別のシナリオに対し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０）あるいはＧａｉｎ（ＣＧ（ｉ）’） ［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ２５）。
【００４４】
運用リスク値算出手段３１では、個々の発電整備トラブルや発電設備特性変動のシナリオの発生確率をプラント特性データベース１４から特性変動データ（トラブル確率Ｐ（ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０）あるいは特性変動確率Ｐ（ＣＧ（ｉ）’）として読み込み、運用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｒｉｓｋ）を（８）式で求める。
【００４５】
【数６】
そして、その値を運用リスク値として結果表示部２２に出力する。これにより、発電設備の信頼性を加味して、発電設備トラブルや特性変動による発電性能値の変動のリスク（運用リスク）を数値化することができる。
【００４６】
また、リスク評価手段１６の総合リスク計算機能２１は、市場リスク計算機能１７で算出された市場リスク値ＶａＲ、流動性リスク計算機能１８で算出された流動性リスク値ΔＧａｉｎ（Ｌｉｑｕｉｄｉｔｙ Ｒｉｓｋ）、信用リスク計算機能１９で算出された信用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｃｒｅｄｉｔ Ｒｉｓｋ）、運用リスク計算機能２０で算出された運用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｒｉｓｋ）に基づき、これらの総合リスク値ΔＧａｉｎ（Ｔｏｔａｌ）を求めるものであり、総合的なリスクを定量化し数値化することにより運用意思決定に役立てるものである。総合リスク値はΔＧａｉｎ（Ｔｏｔａｌ）は（９）式で求められる。
【００４７】
そして、その値を総合リスク値として結果表示部２２に出力する。これにより、運用上の様々な機能を加味したリスクの総合的評価結果として、発電性能値の変動のリスク（総合リスク）を数値化することができる。
【００４８】
次に、結果表示部２２におけるリスク値の表示機能について説明する。図６は結果表示部２２におけるリスク値の表示機能についての説明図である。リスク値表示機能は各種のリスク値を可視化し、あるいは数値化して結果表示部２２に表示することにより、発電設備運用者の意思決定を効率的に支援できるようにするものである。
【００４９】
図６において、結果表示部２２はリスク評価手段１６から市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値、総合リスク値を入力し、それらを発電性能値低下分の数値として画面に表示する。これらはＷｅｂサーバーを経由してインターネットのホームページ上に表示することも可能である。同様に、市場リスクの頻度分布（ヒストグラム）を表示することもできる。
【００５０】
また、ヒストグラムを正規分布にフィッティングしたとき、平均値と許容下限値との差が標準偏差σの何倍に相当するかの比（これをシグマ値と称す）を表示することもできる。市場リスクの信頼区間９５％に相当する下限値を最悪ケースの発電性能値ＶａＲ（Ｖａｌｕｅ ａｔ Ｒｉｓｋ）として表示することもできる。これらの種々のリスク値表現により、発電設備運用者は直感的にリスクの程度を理解することができ、意思決定を効率的に実施することができる。
【００５１】
第１の実施の形態によれば、発電設備の燃料費特性に関する情報と、電力需要や電力取引市場価格に関する予測値および確率分布に関する情報とを入力し、最適運転条件の算出に用いるので、単なる発電設備の燃料費特性のみに基づく最適化ではなく、電力取引市場への売電あるいは発電設備での発電より市場調達価格の方が安い場合は、市場調達も含めた最適運転条件が得られる。また、リスク評価手段１６により、価格変動や需要変動の不確定性が運転の最適性にどの程度影響を与えるかを定量的に評価することができるので、プラント運用上の意思決定に役立てることができる。
【００５２】
次に、本発明の第２の実施の形態を説明する。図７は本発明の第２の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図である。この第２の実施の形態は、図１に示した第１の実施の形態に対し、最適なトレードオフ運転条件を算出する最適トレードオフ計算手段３２を追加して設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００５３】
図７において、最適トレードオフ計算手段３２は、条件入力部１１から発電性能値の最適性とリスク値とのトレードオフに関する意思決定パラメータが入力されたとき、その情報に基づき最適なトレードオフ運転条件を算出し結果表示部２２に表示出力する。
【００５４】
図８は最適トレードオフ計算手段３２の処理内容の説明図である。条件入力部１１では、発電設備運用者のリスクに対する許容度を無差別曲線と呼ばれる意思決定パラメータで入力する。意思決定パラメータは、図８に示すように、横軸がリスク値で縦軸が発電性能値であり、両者の間のトレードオフ関係を曲線で表したものである。この曲線上はどこにあっても発電設備運用者にとっては同等の価値を持つという意味である。
【００５５】
次に、最適トレードオフ計算手段３２では、条件入力部１１における各種入力条件を少しずつずらしながら、その時の最適条件による発電性能値とリスク値とをプロットし、結果表示部２２に図８のような効用関数データを作成する。最後に、無差別曲線と効用関数とを同時にプロットした時の両者が接する点を最適トレードオフ点として求め、そのときの運転条件を最適トレードオフ運転条件として結果表示部２２へ出力する。
【００５６】
第２の実施の形態によれば、最適トレードオフ計算手段３２により、発電設備運用者の最適性とリスク値とのトレードオフに関する評価基準を反映し、最適なトレードオフ運転条件を算出することができるので、発電設備運用者の意思決定を効率的に支援することができる。
【００５７】
次に、本発明の第３の実施の形態を説明する。図９は本発明の第３の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図である。この第３の実施の形態は、図１に示した第１の実施の形態に対し、需要家の負荷増加要求に短時間で応答できる最適な予備力を算出するための予備力最適化手段３３を追加して設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００５８】
図９において、予備力最適化手段３３は、条件入力部１１から発電設備の予備力に関する予備力パラメータが入力されたとき、発電設備で発電量の予備力を維持するための最適な部分負荷条件または最適な定格オーバー負荷条件を算出し結果表示部２２に表示する。
【００５９】
ここで、予備力とは需要家の負荷変動の可能性に備えて、常に、出力を短時間で増やせる状態を保ったまま発電設備を運転することである。また、電力取引市場では、予備力を備えた電源に対し、通常より高い取引価格を設定することもある。このように、予備力は、相対取引先の需要家にも、電力取引市場にも価値ある運転状態である。
【００６０】
一方、発電設備において予備力を維持することは、発電設備側からは最適性を犠牲にしなければならない。その理由を、図１０の発電設備の燃料費特性を用いて説明する。図１０に示すように、燃料費特性は横軸を発電出力（ＭＷ）、縦軸を消費される燃料費［￥／ｈｏｕｒ］として示し、両者の関係を発電設備特性としてプロットしたものである。
【００６１】
一般に、定格運転のときが発電出力上限値であり、そのときが最も効率が良くい運転状態である。ところが、予備力を確保するためには二つのケースがある。第一のケースは、通常時は定格運転より低い出力状態の部分負荷状態で運転しておき、需要家の負荷増加要求があったときは定格運転まで上昇させるケースであり、第二のケースは、通常時は定格運転しておき、需要家の負荷増加要求があったときは定格運転を超えたオーバー負荷状態で運転するケースである。
【００６２】
第一のケースの場合は、図１０の部分負荷Ａの状態に保って運転しなければならないので、定格近傍の最適運転状態から効率の低下する部分負荷状態に条件を変更した運転となり、運転の最適性を犠牲にすることを意味する。この場合の予備力コスト、すなわち最適性の犠牲の度合いΔＣｏｓｔ（Ｐａｒｔｉａｌ Ｌｏａｄ）は、（１０）式で示される。
【００６３】
ここで、Ｃｏｓｔ（Ｐａｒｔｉａｌ Ｌｏａｄ）は部分負荷状態での発電コスト、Ｃｏｓｔ（Ｏｐｔｉｍａｌ）は定格付近での発電コストである。
【００６４】
第二のケースのケースの場合も同様に、図１０のオーバー負荷Ｂの状態を想定して運転しなければならないので、効率が悪くなると共に設備に余計なストレスを与えることによる機器寿命低減あるいはメンテナンスコストの増大などの運用コスト増加が発生する。なお、オーバー負荷とは、本来、定格以下で運転すべき発電設備をあえて出力を定格以上にして運転するモードである。
【００６５】
オーバー負荷Ｂの状態を想定して運転することは、負荷変動により定格近傍の最適運転状態から効率の低下するオーバー負荷状態に条件を変更し、運転の最適性を犠牲にすることを意味する。この場合の予備力コスト、すなわち最適性の犠牲の度合いΔＣｏｓｔ（Ｏｖｅｒ Ｌｏａｄ）は、（１１）式で示される。
【００６６】
ここで、Ｃｏｓｔ（Ｏｖｅｒ Ｌｏａｄ）はオーバー負荷状態での発電コスト、Ｃｏｓｔ（Ｏｐｔｉｍａｌ）は定格付近での発電コストである。
【００６７】
発電設備において予備力を維持することは、結果として、予備力を備えることによる市場価値や相対契約価値のメリットと、予備力維持により犠牲にする発電コスト増分とのトレードオフの問題になる。
【００６８】
そこで、予備力最適化手段３３において最適な予備力を算出する。図１１は予備力最適化手段３３での処理内容を示すフローチャートである。まず、条件入力部１１から予備力パラメータとしての予備力価格ＣＭａｒｇｉｎ［￥／ＭＷ］が入力される（Ｓ３１）。次に、予備力モードとして、部分負荷で対応するか、オーバー負荷を想定するかのモード選択を行う（Ｓ３２）。この選択は発電設備運用者により行われる。部分負荷モードが選択されたときは、仮の予備力Δ［ＭＷ］および部分負荷条件が与えられ（Ｓ３３）、最適条件の算出を行う（Ｓ３４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行なわれる。その時の運転コストと予備力が０のときの運転コストとの比較から予備力コストが計算される（Ｓ３５）。そして、予備コストの評価が行われる（Ｓ３６）。すなわち、予備力コストΔｃｏｓｔが予備力価格ＣＭａｒｇｉと等しいか否かが判定され、等しいときは、そのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力される（Ｓ３７）。
【００６９】
一方、等しくないとき、すなわち、予備力コストΔｃｏｓｔ ＜ 予備力価格ＣＭａｒｇｉｎなら予備力を増加させ（Δ←Δ＋δ）、予備力コストΔｃｏｓｔ ＞ 予備力価格ＣＭａｒｇｉｎなら予備力を減少させ（Δ←Δ−δ）、ステップＳ３３に戻り、予備力コストΔｃｏｓｔ が予備力価格 ＣＭａｒｇｉｎに等しくなるまで、以上の繰り返し計算が行われる。そして、収束した段階でそのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力される。
【００７０】
ステップＳ３２の判定でオーバー負荷モードが選択されたときも同様に、仮の予備力Δ［ＭＷ］およびオーバー負荷条件が与えられ（Ｓ３８）、最適条件の算出を行い（Ｓ３９）、その時の運転コストと予備力が０のときの運転コストとの比較から予備力コストを計算する（Ｓ４０）。そして、予備コストの評価を行う（Ｓ４１）。そして、予備力コストΔｃｏｓｔが予備力価格 ＣＭａｒｇｉｎに等しくなるまでの集束演算を行い、収束した段階でそのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力する（Ｓ３７）。
【００７１】
第３の実施の形態によれば、予備力最適化手段３３を設けたので、予備力が相対契約あるいは電力取引市場で価値がある場合には、発電設備の運転コスト増加との最適なトレードオフ条件を求めることができる。従って、通常の最適運転よりもさらに経済的効率性に優れた発電設備運用が可能となる。
【００７２】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、発電設備の特性のみならず、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性の情報を考慮して最適運転条件の算出を行うので、電力取引市場を想定した発電設備の最適運用が実現できる。また、電力の価格変動や需要変動の不確定性が運転の最適性にどの程度影響を与えるかを定量的に評価するので、プラント運用上の意思決定に役立てることができる。
【００７３】
また、発電設備を取り巻く各種のリスクを定量化し数値化するので、発電設備を取り巻く各種の阻害要因に対する発電設備運用上の総合的な経済的最適性の低下を確率的に表現することができる。また、それらを発電性能値の確率分布の表示や最悪ケースである信頼区間下限値の表示、発電性能値のばらつき具合を意味するシグマ値の表示などの多彩な表示により、リスクの程度を視覚的あるいは数値的に把握し、発電設備運用上の意思決定に役立てることができる。
【００７４】
このように、市場の価格変動や需要変動などのリスクに対し、最適性を保つと同時に、そのリスクを定量化し意思決定に利用することの可能な発電設備運用支援システム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の実施の形態に係る発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図２】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の市場リスク計算機能の説明図。
【図３】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の流動性リスク計算機能の説明図。
【図４】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の信用リスク計算機能の説明図。
【図５】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の運用リスク計算機能の説明図。
【図６】本発明の第１の実施の形態における結果表示部のリスク値の表示機能についての説明図。
【図７】本発明の第２の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図８】本発明の第２の実施の形態における最適トレードオフ計算手段の処理内容の説明図。
【図９】本発明の第３の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図１０】本発明の第３の実施の形態における予備力最適化手段での予備力の計算の基となる発電設備の燃料費特性の説明図。
【図１１】本発明の第３の実施の形態における予備力最適化手段での処理内容を示すフローチャート。
【図１２】従来の発電設備最適運転システムの説明図。
【符号の説明】
１…発電設備最適運転システム、２…発電設備、３…記憶部、４…中給指令所、５…最適運転条件計算部、１１…条件入力部、１２…市場データベース、１３…需要家データベース、１４…プラント特性データベース、１５…運転条件最適化計算手段、１６…リスク評価手段、１７…市場リスク計算機能、１８…流動性リスク計算機能、１９…信用リスク計算機能、２０…運用リスク計算機能、２１…総合リスク計算機能、２２…結果表示部、２３…乱数発生手段、２４…最適運転条件計算手段、２５…リスク値計算手段、２６…流動性リスク条件設定手段、２７…流動性リスク値算出手段、２８…信用リスク条件設定手段、２９…信用リスク値算出手段、３０…運用リスク条件設定手段、３１…運用リスク値算出手段、３２…最適トレードオフ計算手段、３３…予備力最適化手段
【発明の属する技術分野】
本発明は、発電設備の運転効率や運用経済性を最適に維持するための発電設備運用支援システムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
一般に、発電設備の運用おいては、運用効率を最適に維持し発電コストが最小となるように運用される。図１２は、そのような発電設備最適運転システムの説明図である。発電設備最適運転システム１は、各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する燃料費特性関数ｆ１（ＭＷ）〜ｆｎ（ＭＷ）を記憶した記憶部３と、中給指令所４からの電力デマンドに基づいて各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する負荷配分指令値ＭＷ（１）〜ＭＷ（ｎ）を算出する最適運転条件計算部５を有している。最適運転条件計算部５は、各々の発電設備２ａ〜２ｎの発電量の総和（総発電量）が電力デマンド値と等しくなるように各々の発電設備２ａ〜２ｎに対する負荷配分指令値ＭＷ（１）〜ＭＷ（ｎ）を算出する。この計算にあたっての拘束条件および最適性の条件を下記に示す。
【０００３】
【０００４】
一方、電力の自由化に伴い電力の市場調達や市場販売が可能となっており、電力取引価格が変動したり電力の供給量が変動したりする（例えば、非特許文献１参照）。また、製品生産プラントにおいて製品の生産と売電との協調をとり、電力の取引価格に応じて製品を効率よく生産するようにしたものもある（例えば、特許文献１参照）。
【０００５】
【非特許文献１】
電気学会論文誌Ｂ 電力・エネルギー部門誌 Ｖｏｌ．１２１−Ｂ， ｐ．１４２２−１４２５
【０００６】
【特許文献１】
特開平９−１７９０６４号公報
【０００７】
【発明が解決しようとする課題】
しかし、従来の発電設備最適運転機能においては、電力デマンドは確定値であり、電力会社の発電設備以外の電力調達源（以下、単に電力供給先という）は考慮に入れていないので、確定値の電力デマンドで電力会社の発電設備を運用した場合には、電力の供給量と需要量との間にアンバランスが生じることがある。すなわち、電力取引市場が存在し時々刻々と変化する電力価格に応じて電力の市場調達および市場販売が自由にできるので、市場への売電量および場合によっては市場からの調達量を市場動向によって調整する必要がある。
【０００８】
また、電力供給先が電力系統を管理する中給指令所を経由せず、直接的に一般需要家や電力取引業者（以下、単に需要家という）との相対契約（１：１の契約）に基づく場合、需要家側のランダムに変化する需要に追従する必要が生じる。このように、電力会社における発電設備の運用については、単に電力デマンドに基づいて最適運転をするようにするだけでは十分に対応できない。
【０００９】
本発明の目的は、発電設備の特性のみならず電力需要および電力取引価格に関する不確定性の情報を考慮して経済性が最適である最適運転条件を導き出すことができる発電設備運用支援システムを得ることである。
【００１０】
【課題を解決するための手段】
本発明の発電設備運用支援システムは、発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布を条件入力部から入力する。運転条件最適化計算手段は、入力された情報に基づいて発電設備の発電性能値を算出し、その発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。また、リスク評価手段は運転条件最適化計算手段で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価する。そして、計算された最適運転条件や評価されたリスク評価結果を結果表示部に表示する。
【００１１】
また、リスク評価手段は、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性に起因する市場リスクを数値化する市場リスク計算機能と、電力取引市場における取引自由度に関する不確定性に起因する流動性リスクを数値化する流動性リスク計算機能と、電力供給先に関する需要情報の不足に起因する信用リスクを数値化する信用リスク計算機能、発電設備およびその運用に関する不確定性に起因する運用リスクを数値化する運用リスク計算機能の少なくともいずれか一つを有し、これら各機能で算出された市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値に基づき総合リスク値を数値化する総合リスク計算機能を有する。
【００１２】
また、必要に応じて、最適なトレードオフ運転条件を算出する最適トレードオフ計算手段や、発電設備で発電量の予備力を維持するための最適な部分負荷条件または最適な定格オーバー負荷条件を算出する予備力最適化手段を備える。
【００１３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施の形態を説明する。図１は本発明の第１の実施の形態に係る発電設備運用支援システムのブロック構成図である。条件入力部１１からは、発電設備の発電コスト、電力需要予測値、電力取引市場価格予測値の確率分布が入力される。これらは発電設備運用者により直接的に入力しても良いし、予めデータベースを用意しておきデータベースから入力するようにしても良い。例えば、電力取引市場価格予測値の確率分布を予め記憶した市場データベース１２や電力需要予測値の確率分布を予め記憶した需要家データベース１３を用意しておき、日時を指定することにより電力需要予測値や電力取引市場価格予測値の確率分布を入力する。また、発電設備データやその発電設備の運転データ（発電効率、発電コスト等）を格納したプラント特性データベース１４を用意しておき、発電設備が指定されたときその発電設備の発電コストを入力する。
【００１４】
運転条件最適化計算手段１５は、条件入力部から入力された発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布に基づいて、発電設備の発電性能値を算出し発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する。発電性能値は、発電設備からの電力供給の経済性が最適であることを示す指標であり、その詳細は後述する。
【００１５】
リスク評価手段１６は、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価するものであり、電力需要および電力取引市場価格が変動した場合の市場リスク値を算出する市場リスク計算機能１７、電力取引市場の電力量の急激な変動に対する流動性リスク値を算出する流動性リスク計算機能１８、電力供給先である需要家の契約不履行や契約解除に伴い電力供給の変動に対する信用リスク値を計算する信用リスク計算機能１９、発電設備のトラブル等により電力供給ができなくなった場合の運用リスク値を計算する運用リスク計算機能２０を有し、また、これら各機能で算出された市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値に基づき総合リスク値を算出する総合リスク計算機能２１を有する。これらの詳細については後述する。そして、結果表示部２２には、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件やリスク評価手段１６で評価されたリスク評価結果が表示される。
【００１６】
次に、運転条件最適化計算手段１５での処理内容を説明する。運転条件最適化計算手段１５では、以下の手順に従って発電設備の発電性能値が算出され最適運転条件が決定される。すなわち、発電事業者側の発電電力の総和Ｓと電力需要の総和Ｄとが等しくなるような条件下で、電力の市場調達や市場販売さらには需要家の条件を加味して、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとを算出し、その差分を発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎとして求め、発電性能値Ｇａｉｎが最大となる最適運転条件（例えば、発電設備の負荷ＳＧ（ｉ）、市場調達電力量ＳＭ、市場売電量ＤＭ）を決定する。
【００１７】
まず、発電事業者側の発電電力の総和Ｓを求める。発電設備のＮＳ台の複数発電機のうちｉ番目の発電機の電力負荷をＳＧ（ｉ）［ＭＷ］、電力取引市場からの電力調達分をＳＭ［ＭＷ］、電力供給の不足分をバックアップ契約で他の電力会社などに電力融通してもらう場合の不足分電力をＳｍｉｓ［ＭＷ］とすると、発電事業者側の発電電力の総和Ｓは、（１）式で示される。
【００１８】
【数１】
【００１９】
【数２】
【００２０】
（ａ）電力需要総量と電力供給総量の一致条件
Ｓ＝Ｄ
（ｂ）相対可変契約の契約電力上下限制約
ＤＶｍａｘ（ｉ）≧ＤＶ（ｉ）≧ＤＶｍｉｎ（ｉ）（ｉ＝１，．．，ＮＤＶ）
（ｃ）市場への売電上限制約
ＤＭｍａｘ≧ＤＭ≧０
（ｄ）市場からの調達電力の上限制約
ＳＭｍａｘ≧ＳＭ≧０
（ｅ）電力不足分のバックアップ電力の上限制約
Ｓｍｉｓｍａｘ≧Ｓｍｉｓ
（ｆ）個々の発電設備の発電電力上下限制約
ＳＧｍａｘ（ｉ）≧ＳＧ（ｉ）≧ＳＧｍｉｎ（ｉ） （ｉ＝１，．．，ＮＳ）
一方、この発電設備の発電性能値として従来は発電効率を用いていたが、本発明では、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとの差分を発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎとする。これは、電力取引市場での電力取引価格（単位時間、単位電力あたりの価格単価）が需要家あるいは市場の電力要求度の感度を意味する係数と把握できるからである。
【００２１】
そこで、電力供給量に応じた電力取引価格の総和、すなわち単位時間あたりの電力売上の総和Ｓａｌｅを市場要求および需要家要求の達成度の指標として用いることにする。単位時間あたりの電力売上の総和Ｓａｌｅは、（３）式で示される。
【００２２】
【数３】
【００２３】
一方、発電設備の運用に関する性能指標としては、発電コストを経済効率指標として用いることにする。単位時間あたりの発電コストの総和Ｃｏｓｔは、（４）式で示される。
【００２４】
【数４】
【００２５】
そして、（３）式および（４）式から（５）式に示すように、電力売上の総和Ｓａｌｅと電力供給コストの総和Ｃｏｓｔとの差分である発電設備の総合的な発電性能値Ｇａｉｎが求められ、その最大化を最適運転条件の指標とする。
【００２６】
Ｇａｉｎ ＝ Ｓａｌｅ − Ｃｏｓｔ ［￥／ｈｏｕｒ］ …（５）
運転条件最適化計算手段１５では、条件入力部１１で与えられた市場価格予測値の確率分布、需要予測値の確率分布、発電コストに基づき、制約条件（ａ）〜（ｆ）のもとで、（５）式の発電性能指標を最大化する最適化問題を、勾配法や逐次２次計画法などの最適化アルゴリズムで解き、その解として最適運転条件（各発電設備の負荷ＳＧ（ｉ）、市場調達電力量ＳＭ、市場売電量ＤＭ）を決定する。運転条件最適化計算手段１５で算出された発電性能値Ｇａｉｎや最適運転条件は必要に応じて結果表示部２２に表示される。
【００２７】
次にリスク評価手段１６について説明する。リスク評価手段１６では条件入力部１１で設定された市場価格予測値や需要予測値の確率分布データに基づき、運転条件最適化計算手段１５で計算された最適運転条件の変動による最適性が低減するリスクを評価する。
【００２８】
図２はリスク評価手段１６の市場リスク計算機能１７の説明図である。市場リスク計算機能１７は、電力需要の変動や電力取引市場価格の変動により発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値変動確率）を定量化して数値化するものである。
【００２９】
市場リスク計算機能１７は、市場条件入力部１１で設定された個々の相対契約のうち相対可変契約の電力需要の確率分布関数ＦＤ（ｉ）（ＤＶ）および電力取引市場価格の確率分布関数（市場への売電の場合はＦＭＳ（ＣＭＳ）、市場からの調達の場合はＦＭＰ（ＣＭＰ））を入力する。
【００３０】
市場リスク計算機能１７では、乱数発生手段２３により電力需要の確率分布関数ＦＤ（ｉ）（ＤＶ）および電力取引市場価格の確率分布関数に応じた多数の乱数を発生する。次に、個々の乱数によるケースについて、最適運転条件計算手段２４では運転条件最適化計算手段１５を起動し、結果として最適運転条件とその時の発電性能値を求める。これをすべてのケースについて実行し、結果として（５）式の発電性能値Ｇａｉｎの値の頻度分布（ヒストグラム）を求める。
【００３１】
リスク値計算手段２５では、発電性能値Ｇａｉｎの許容下限値以下となるケース数をカウントし、全ケース数との比から性能値が許容下限値以下になる確率すなわちリスク値を算出する。あるいは、頻度分布の下限９５％信頼区間、すなわち９５％の信頼性に基づく発電性能値の最悪ケース値あるいはその最悪ケース値が許容下限値を下回った幅（これをＶａｌｕｅ ａｔ Ｒｉｓｋ：ＶａＲと記す）を算出する。値頻度分布とリスク値あるいはＶａＲ値は、結果表示部２２に出力される。これにより、需要変動や市場価格変動による発電性能値の変動のリスク（市場リスク）を数値化することができる。
【００３２】
図３はリスク評価手段１６の流動性リスク計算機能１８の説明図である。流動性リスク計算機能１８は、市場の状況の急激な変動により市場参加者が減り、市場取引が十分に行われなくなった場合に発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００３３】
条件入力部１１から市場売電量上限値ＤＭｍａｘ［ＭＷ］および市場調達電力量上限値ＳＭｍａｘ［ＭＷ］を入力し（Ｓ１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ３）。
【００３４】
次に、流動性リスク条件設定手段２６において市場の流動性が低下した場合を想定し、市場売電量上限値ＤＭｍａｘ＝０［ＭＷ］、市場調達電力量上限値ＳＭｍａｘ＝０［ＭＷ］と仮定し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ｎｏ−ｍａｒｋｅｔ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ５）。最後に流動性リスク値算出手段２７において両者の差ΔＧａｉｎ（Ｌｉｑｕｉｄｉｔｙ Ｒｉｓｋ）を（６）式から求める。
【００３５】
【００３６】
図４はリスク評価手段１６の信用リスク計算機能１９の説明図である。信用リスク計算機能１９は、相対取引先の需要家（電力取引事業者）の契約不履行や契約キャンセルさらには倒産などのトラブルにより、計画していた電力供給が不能となった場合に発生する発電設備の性能値の変動により最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００３７】
条件入力部１１から個々の相対固定契約電力量ＤＦ（ｉ）および個々の相対変動契約電力量ＤＶ（ｉ）を入力し（Ｓ１１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ１２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ１３）。
【００３８】
次に、信用リスク条件設定手段２８において、契約先の一部が契約不履行に陥ったと仮定し、ＤＦ（ｉ）＝０、 ＤＶ（ｉ）＝０ などの個別のシナリオを設定し、それらに対し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ１４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ＤＦ（ｉ）＝０）あるいはＧａｉｎ（ＤＶ（ｉ）＝０） ［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ１５）。
【００３９】
信用リスク値算出手段２９では、個々の契約不履行のシナリオの発生確率を需要家データベース１３から信用データ（契約不履行確率）Ｐ（ＤＦ（ｉ）＝０）あるいはＰ（ＤＶ（ｉ）＝０）として読み込み、（７）式から信用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｃｒｅｄｉｔ Ｒｉｓｋ）を計算する。
【００４０】
【数５】
【００４１】
図５はリスク評価手段１６の運用リスク計算機能２０の説明図である。運用リスク計算機能２０は、発電設備のトラブルや外的要因の変動による特性変動により、最適性が損なわれるリスク（性能値低下分）を定量化し数値化するものである。
【００４２】
条件入力部１１から個々の発電設備の発電量上限値ＳＧｍａｘ（ｉ）および燃料費特性ＣＧ（ｉ）を入力し（Ｓ２１）、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２２）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（Ｏｐｔｉｍａｌ）［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ２３）。
【００４３】
次に、運用リスク条件設定手段３０において、発電設備の一部がトラブルで発電不能になったと仮定し、ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０あるいは発電機の一部が外的要因（外気温や海水温度など）の変化により、燃料費特性が従来のＣＧ（ｉ）からＣＧ（ｉ）’に変動したとする個別のシナリオに対し、運転条件最適化計算を行う（Ｓ２４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行い、運転条件最適化計算手段１５において最適運転条件とその時の発電性能値Ｇａｉｎ（ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０）あるいはＧａｉｎ（ＣＧ（ｉ）’） ［￥／ｈｏｕｒ］を求める（Ｓ２５）。
【００４４】
運用リスク値算出手段３１では、個々の発電整備トラブルや発電設備特性変動のシナリオの発生確率をプラント特性データベース１４から特性変動データ（トラブル確率Ｐ（ＳＧｍａｘ（ｉ）＝０）あるいは特性変動確率Ｐ（ＣＧ（ｉ）’）として読み込み、運用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｒｉｓｋ）を（８）式で求める。
【００４５】
【数６】
【００４６】
また、リスク評価手段１６の総合リスク計算機能２１は、市場リスク計算機能１７で算出された市場リスク値ＶａＲ、流動性リスク計算機能１８で算出された流動性リスク値ΔＧａｉｎ（Ｌｉｑｕｉｄｉｔｙ Ｒｉｓｋ）、信用リスク計算機能１９で算出された信用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｃｒｅｄｉｔ Ｒｉｓｋ）、運用リスク計算機能２０で算出された運用リスク値ΔＧａｉｎ（Ｏｐｅｒａｔｉｏｎ Ｒｉｓｋ）に基づき、これらの総合リスク値ΔＧａｉｎ（Ｔｏｔａｌ）を求めるものであり、総合的なリスクを定量化し数値化することにより運用意思決定に役立てるものである。総合リスク値はΔＧａｉｎ（Ｔｏｔａｌ）は（９）式で求められる。
【００４７】
【００４８】
次に、結果表示部２２におけるリスク値の表示機能について説明する。図６は結果表示部２２におけるリスク値の表示機能についての説明図である。リスク値表示機能は各種のリスク値を可視化し、あるいは数値化して結果表示部２２に表示することにより、発電設備運用者の意思決定を効率的に支援できるようにするものである。
【００４９】
図６において、結果表示部２２はリスク評価手段１６から市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値、総合リスク値を入力し、それらを発電性能値低下分の数値として画面に表示する。これらはＷｅｂサーバーを経由してインターネットのホームページ上に表示することも可能である。同様に、市場リスクの頻度分布（ヒストグラム）を表示することもできる。
【００５０】
また、ヒストグラムを正規分布にフィッティングしたとき、平均値と許容下限値との差が標準偏差σの何倍に相当するかの比（これをシグマ値と称す）を表示することもできる。市場リスクの信頼区間９５％に相当する下限値を最悪ケースの発電性能値ＶａＲ（Ｖａｌｕｅ ａｔ Ｒｉｓｋ）として表示することもできる。これらの種々のリスク値表現により、発電設備運用者は直感的にリスクの程度を理解することができ、意思決定を効率的に実施することができる。
【００５１】
第１の実施の形態によれば、発電設備の燃料費特性に関する情報と、電力需要や電力取引市場価格に関する予測値および確率分布に関する情報とを入力し、最適運転条件の算出に用いるので、単なる発電設備の燃料費特性のみに基づく最適化ではなく、電力取引市場への売電あるいは発電設備での発電より市場調達価格の方が安い場合は、市場調達も含めた最適運転条件が得られる。また、リスク評価手段１６により、価格変動や需要変動の不確定性が運転の最適性にどの程度影響を与えるかを定量的に評価することができるので、プラント運用上の意思決定に役立てることができる。
【００５２】
次に、本発明の第２の実施の形態を説明する。図７は本発明の第２の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図である。この第２の実施の形態は、図１に示した第１の実施の形態に対し、最適なトレードオフ運転条件を算出する最適トレードオフ計算手段３２を追加して設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００５３】
図７において、最適トレードオフ計算手段３２は、条件入力部１１から発電性能値の最適性とリスク値とのトレードオフに関する意思決定パラメータが入力されたとき、その情報に基づき最適なトレードオフ運転条件を算出し結果表示部２２に表示出力する。
【００５４】
図８は最適トレードオフ計算手段３２の処理内容の説明図である。条件入力部１１では、発電設備運用者のリスクに対する許容度を無差別曲線と呼ばれる意思決定パラメータで入力する。意思決定パラメータは、図８に示すように、横軸がリスク値で縦軸が発電性能値であり、両者の間のトレードオフ関係を曲線で表したものである。この曲線上はどこにあっても発電設備運用者にとっては同等の価値を持つという意味である。
【００５５】
次に、最適トレードオフ計算手段３２では、条件入力部１１における各種入力条件を少しずつずらしながら、その時の最適条件による発電性能値とリスク値とをプロットし、結果表示部２２に図８のような効用関数データを作成する。最後に、無差別曲線と効用関数とを同時にプロットした時の両者が接する点を最適トレードオフ点として求め、そのときの運転条件を最適トレードオフ運転条件として結果表示部２２へ出力する。
【００５６】
第２の実施の形態によれば、最適トレードオフ計算手段３２により、発電設備運用者の最適性とリスク値とのトレードオフに関する評価基準を反映し、最適なトレードオフ運転条件を算出することができるので、発電設備運用者の意思決定を効率的に支援することができる。
【００５７】
次に、本発明の第３の実施の形態を説明する。図９は本発明の第３の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図である。この第３の実施の形態は、図１に示した第１の実施の形態に対し、需要家の負荷増加要求に短時間で応答できる最適な予備力を算出するための予備力最適化手段３３を追加して設けたものである。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。
【００５８】
図９において、予備力最適化手段３３は、条件入力部１１から発電設備の予備力に関する予備力パラメータが入力されたとき、発電設備で発電量の予備力を維持するための最適な部分負荷条件または最適な定格オーバー負荷条件を算出し結果表示部２２に表示する。
【００５９】
ここで、予備力とは需要家の負荷変動の可能性に備えて、常に、出力を短時間で増やせる状態を保ったまま発電設備を運転することである。また、電力取引市場では、予備力を備えた電源に対し、通常より高い取引価格を設定することもある。このように、予備力は、相対取引先の需要家にも、電力取引市場にも価値ある運転状態である。
【００６０】
一方、発電設備において予備力を維持することは、発電設備側からは最適性を犠牲にしなければならない。その理由を、図１０の発電設備の燃料費特性を用いて説明する。図１０に示すように、燃料費特性は横軸を発電出力（ＭＷ）、縦軸を消費される燃料費［￥／ｈｏｕｒ］として示し、両者の関係を発電設備特性としてプロットしたものである。
【００６１】
一般に、定格運転のときが発電出力上限値であり、そのときが最も効率が良くい運転状態である。ところが、予備力を確保するためには二つのケースがある。第一のケースは、通常時は定格運転より低い出力状態の部分負荷状態で運転しておき、需要家の負荷増加要求があったときは定格運転まで上昇させるケースであり、第二のケースは、通常時は定格運転しておき、需要家の負荷増加要求があったときは定格運転を超えたオーバー負荷状態で運転するケースである。
【００６２】
第一のケースの場合は、図１０の部分負荷Ａの状態に保って運転しなければならないので、定格近傍の最適運転状態から効率の低下する部分負荷状態に条件を変更した運転となり、運転の最適性を犠牲にすることを意味する。この場合の予備力コスト、すなわち最適性の犠牲の度合いΔＣｏｓｔ（Ｐａｒｔｉａｌ Ｌｏａｄ）は、（１０）式で示される。
【００６３】
【００６４】
第二のケースのケースの場合も同様に、図１０のオーバー負荷Ｂの状態を想定して運転しなければならないので、効率が悪くなると共に設備に余計なストレスを与えることによる機器寿命低減あるいはメンテナンスコストの増大などの運用コスト増加が発生する。なお、オーバー負荷とは、本来、定格以下で運転すべき発電設備をあえて出力を定格以上にして運転するモードである。
【００６５】
オーバー負荷Ｂの状態を想定して運転することは、負荷変動により定格近傍の最適運転状態から効率の低下するオーバー負荷状態に条件を変更し、運転の最適性を犠牲にすることを意味する。この場合の予備力コスト、すなわち最適性の犠牲の度合いΔＣｏｓｔ（Ｏｖｅｒ Ｌｏａｄ）は、（１１）式で示される。
【００６６】
【００６７】
発電設備において予備力を維持することは、結果として、予備力を備えることによる市場価値や相対契約価値のメリットと、予備力維持により犠牲にする発電コスト増分とのトレードオフの問題になる。
【００６８】
そこで、予備力最適化手段３３において最適な予備力を算出する。図１１は予備力最適化手段３３での処理内容を示すフローチャートである。まず、条件入力部１１から予備力パラメータとしての予備力価格ＣＭａｒｇｉｎ［￥／ＭＷ］が入力される（Ｓ３１）。次に、予備力モードとして、部分負荷で対応するか、オーバー負荷を想定するかのモード選択を行う（Ｓ３２）。この選択は発電設備運用者により行われる。部分負荷モードが選択されたときは、仮の予備力Δ［ＭＷ］および部分負荷条件が与えられ（Ｓ３３）、最適条件の算出を行う（Ｓ３４）。これは運転条件最適化計算手段１５を起動して行なわれる。その時の運転コストと予備力が０のときの運転コストとの比較から予備力コストが計算される（Ｓ３５）。そして、予備コストの評価が行われる（Ｓ３６）。すなわち、予備力コストΔｃｏｓｔが予備力価格ＣＭａｒｇｉと等しいか否かが判定され、等しいときは、そのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力される（Ｓ３７）。
【００６９】
一方、等しくないとき、すなわち、予備力コストΔｃｏｓｔ ＜ 予備力価格ＣＭａｒｇｉｎなら予備力を増加させ（Δ←Δ＋δ）、予備力コストΔｃｏｓｔ ＞ 予備力価格ＣＭａｒｇｉｎなら予備力を減少させ（Δ←Δ−δ）、ステップＳ３３に戻り、予備力コストΔｃｏｓｔ が予備力価格 ＣＭａｒｇｉｎに等しくなるまで、以上の繰り返し計算が行われる。そして、収束した段階でそのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力される。
【００７０】
ステップＳ３２の判定でオーバー負荷モードが選択されたときも同様に、仮の予備力Δ［ＭＷ］およびオーバー負荷条件が与えられ（Ｓ３８）、最適条件の算出を行い（Ｓ３９）、その時の運転コストと予備力が０のときの運転コストとの比較から予備力コストを計算する（Ｓ４０）。そして、予備コストの評価を行う（Ｓ４１）。そして、予備力コストΔｃｏｓｔが予備力価格 ＣＭａｒｇｉｎに等しくなるまでの集束演算を行い、収束した段階でそのときの運転条件が予備力最適運転条件として結果表示部２２に出力する（Ｓ３７）。
【００７１】
第３の実施の形態によれば、予備力最適化手段３３を設けたので、予備力が相対契約あるいは電力取引市場で価値がある場合には、発電設備の運転コスト増加との最適なトレードオフ条件を求めることができる。従って、通常の最適運転よりもさらに経済的効率性に優れた発電設備運用が可能となる。
【００７２】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、発電設備の特性のみならず、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性の情報を考慮して最適運転条件の算出を行うので、電力取引市場を想定した発電設備の最適運用が実現できる。また、電力の価格変動や需要変動の不確定性が運転の最適性にどの程度影響を与えるかを定量的に評価するので、プラント運用上の意思決定に役立てることができる。
【００７３】
また、発電設備を取り巻く各種のリスクを定量化し数値化するので、発電設備を取り巻く各種の阻害要因に対する発電設備運用上の総合的な経済的最適性の低下を確率的に表現することができる。また、それらを発電性能値の確率分布の表示や最悪ケースである信頼区間下限値の表示、発電性能値のばらつき具合を意味するシグマ値の表示などの多彩な表示により、リスクの程度を視覚的あるいは数値的に把握し、発電設備運用上の意思決定に役立てることができる。
【００７４】
このように、市場の価格変動や需要変動などのリスクに対し、最適性を保つと同時に、そのリスクを定量化し意思決定に利用することの可能な発電設備運用支援システム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の実施の形態に係る発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図２】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の市場リスク計算機能の説明図。
【図３】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の流動性リスク計算機能の説明図。
【図４】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の信用リスク計算機能の説明図。
【図５】本発明の第１の実施の形態におけるリスク評価手段の運用リスク計算機能の説明図。
【図６】本発明の第１の実施の形態における結果表示部のリスク値の表示機能についての説明図。
【図７】本発明の第２の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図８】本発明の第２の実施の形態における最適トレードオフ計算手段の処理内容の説明図。
【図９】本発明の第３の実施の形態に係わる発電設備運用支援システムのブロック構成図。
【図１０】本発明の第３の実施の形態における予備力最適化手段での予備力の計算の基となる発電設備の燃料費特性の説明図。
【図１１】本発明の第３の実施の形態における予備力最適化手段での処理内容を示すフローチャート。
【図１２】従来の発電設備最適運転システムの説明図。
【符号の説明】
１…発電設備最適運転システム、２…発電設備、３…記憶部、４…中給指令所、５…最適運転条件計算部、１１…条件入力部、１２…市場データベース、１３…需要家データベース、１４…プラント特性データベース、１５…運転条件最適化計算手段、１６…リスク評価手段、１７…市場リスク計算機能、１８…流動性リスク計算機能、１９…信用リスク計算機能、２０…運用リスク計算機能、２１…総合リスク計算機能、２２…結果表示部、２３…乱数発生手段、２４…最適運転条件計算手段、２５…リスク値計算手段、２６…流動性リスク条件設定手段、２７…流動性リスク値算出手段、２８…信用リスク条件設定手段、２９…信用リスク値算出手段、３０…運用リスク条件設定手段、３１…運用リスク値算出手段、３２…最適トレードオフ計算手段、３３…予備力最適化手段
Claims (9)
- 発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布を入力する条件入力部と、前記条件入力部から入力された発電設備の発電コスト、電力需要予測値および電力取引市場価格予測値の確率分布に基づいて前記発電設備の発電性能値を算出し前記発電性能値が最大となる最適運転条件を算出する運転条件最適化計算手段と、前記運転条件最適化計算手段で計算された最適運転条件の最適性が損なわれるリスク値を算出し評価するリスク評価手段と、前記運転条件最適化計算手段で計算された最適運転条件や前記リスク評価手段で評価されたリスク評価結果を表示する結果表示部とを備えたことを特徴とする発電設備運用支援システム。
- 前記リスク評価手段は、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性に起因する市場リスクを数値化する市場リスク計算機能を有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記リスク評価手段は、電力取引市場における取引自由度に関する不確定性に起因する流動性リスクを数値化する流動性リスク計算機能を有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記リスク評価手段は、電力供給先に関する需要情報の不足に起因する信用リスクを数値化する信用リスク計算機能を有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記リスク評価手段は、発電設備およびその運用に関する不確定性に起因する運用リスクを数値化する運用リスク計算機能を有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記リスク評価手段は、電力需要および電力取引市場価格に関する不確定性に起因する市場リスクを数値化する市場リスク計算機能と、電力取引市場における取引自由度に関する不確定性に起因する流動性リスクを数値化する流動性リスク計算機能と、電力供給先に関する需要情報の不足に起因する信用リスクを数値化する信用リスク計算機能と、発電設備およびその運用に関する不確定性に起因する運用リスクを数値化する運用リスク計算機能と、各機能で算出された市場リスク値、流動性リスク値、信用リスク値、運用リスク値に基づき総合リスクを数値化する総合リスク計算機能とを有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記結果表示部は、リスク評価手段で評価されたリスク評価結果を発電性能値の確率分布で表示する機能と、その最悪ケースである信頼区間下限値を表示する機能と、発電性能値のばらつき具合を意味するシグマ値を表示する機能の少なくともいずれか一つまたはすべてを有することを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記条件入力部から前記発電性能値の最適性と前記リスク値とのトレードオフに関する意思決定パラメータが入力されたとき、その情報に基づき最適なトレードオフ運転条件を算出する最適トレードオフ計算手段を備えたことを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
- 前記条件入力部から発電設備の予備力に関する予備力パラメータが入力されたとき、前記発電設備で発電量の予備力を維持するための最適な部分負荷条件または最適な定格オーバー負荷条件を算出する予備力最適化手段を備えたことを特徴とする請求項１記載の発電設備運用支援システム。
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003166488A JP4434634B2 (ja) | 2003-06-11 | 2003-06-11 | 発電設備運用支援システム |
| US10/864,896 US8069077B2 (en) | 2003-06-11 | 2004-06-10 | Electric-power-generating-facility operation management support system, electric-power-generating-facility operation management support method, and program for executing support method, and program for executing operation management support method on computer |
| AU2004202606A AU2004202606B2 (en) | 2003-06-11 | 2004-06-11 | Electric-power-generating-facility operation management support system, electric-power-generating-facility operation management support method, and program for executing operation management support method on computer |
| CNA2004100489194A CN1573776A (zh) | 2003-06-11 | 2004-06-11 | 发电设备运用管理支持系统、运用管理支持方法及程序 |
| IT000287A ITRM20040287A1 (it) | 2003-06-11 | 2004-06-11 | Sistema e metodo, e programma per calcolatore per la gestione delle operazioni di gestione di impianti di generazione di energia elettrica. |
| US12/760,275 US8219439B2 (en) | 2003-06-11 | 2010-04-14 | Electric-power-generating-facility operation management support system, electric-power-generating-facility operation management support method, and program for executing operation management support method on computer |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2003166488A JP4434634B2 (ja) | 2003-06-11 | 2003-06-11 | 発電設備運用支援システム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2005004435A true JP2005004435A (ja) | 2005-01-06 |
| JP4434634B2 JP4434634B2 (ja) | 2010-03-17 |
Family
ID=34092641
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2003166488A Expired - Fee Related JP4434634B2 (ja) | 2003-06-11 | 2003-06-11 | 発電設備運用支援システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4434634B2 (ja) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2006330775A (ja) * | 2005-05-23 | 2006-12-07 | Hitachi Ltd | 電力取引契約支援システム |
| JP2012191840A (ja) * | 2011-03-09 | 2012-10-04 | General Electric Co <Ge> | 発電機予備容量制御システムおよびネットワーク |
| JP2013504728A (ja) * | 2009-09-10 | 2013-02-07 | ヴィト ナムローゼ フェンノートシャップ | エネルギー供給システムまたはエネルギー消費システムの最適化された制御 |
| KR101286024B1 (ko) * | 2011-11-08 | 2013-07-18 | 한국건설기술연구원 | 액화천연가스 플랜트 사업의 사업관리를 위한 의사결정 지원 시스템 |
| US20130345889A1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-12-26 | International Business Machines Corporation | Controlling power generators and chillers |
| JP6117984B1 (ja) * | 2016-12-21 | 2017-04-19 | Tis株式会社 | 需給管理装置、需給管理方法及び需給管理プログラム |
| WO2024016206A1 (zh) * | 2022-07-20 | 2024-01-25 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种电力系统运行风险评估方法及装置 |
-
2003
- 2003-06-11 JP JP2003166488A patent/JP4434634B2/ja not_active Expired - Fee Related
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2006330775A (ja) * | 2005-05-23 | 2006-12-07 | Hitachi Ltd | 電力取引契約支援システム |
| JP2013504728A (ja) * | 2009-09-10 | 2013-02-07 | ヴィト ナムローゼ フェンノートシャップ | エネルギー供給システムまたはエネルギー消費システムの最適化された制御 |
| JP2012191840A (ja) * | 2011-03-09 | 2012-10-04 | General Electric Co <Ge> | 発電機予備容量制御システムおよびネットワーク |
| KR101286024B1 (ko) * | 2011-11-08 | 2013-07-18 | 한국건설기술연구원 | 액화천연가스 플랜트 사업의 사업관리를 위한 의사결정 지원 시스템 |
| US20130345889A1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-12-26 | International Business Machines Corporation | Controlling power generators and chillers |
| US9317022B2 (en) | 2012-06-26 | 2016-04-19 | International Business Machines Corporation | Controlling power generators and chillers |
| US9429924B2 (en) * | 2012-06-26 | 2016-08-30 | International Business Machines Corporation | Controlling power generators and chillers |
| JP6117984B1 (ja) * | 2016-12-21 | 2017-04-19 | Tis株式会社 | 需給管理装置、需給管理方法及び需給管理プログラム |
| WO2024016206A1 (zh) * | 2022-07-20 | 2024-01-25 | 中国电力科学研究院有限公司 | 一种电力系统运行风险评估方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP4434634B2 (ja) | 2010-03-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2004202606B2 (en) | Electric-power-generating-facility operation management support system, electric-power-generating-facility operation management support method, and program for executing operation management support method on computer | |
| Das et al. | Day-ahead optimal bidding strategy of microgrid with demand response program considering uncertainties and outages of renewable energy resources | |
| Delarue et al. | Effect of the accuracy of price forecasting on profit in a price based unit commitment | |
| US20190130423A1 (en) | Management apparatus and management method | |
| JP4154373B2 (ja) | 電力供給事業リスク管理支援システム | |
| JP2017199273A (ja) | 需給計画装置、需給計画方法及びプログラム | |
| JP7059960B2 (ja) | 電力需給計画作成装置および電力需給計画作成方法 | |
| JP4434634B2 (ja) | 発電設備運用支援システム | |
| JP7049218B2 (ja) | 送電損失計算装置及び送電損失計算方法 | |
| JP4427376B2 (ja) | 発電設備運用管理支援システム、その運用管理支援方法およびその運用管理支援方法をコンピュータに実行させるプログラム | |
| JP6519215B2 (ja) | 電力取引支援システム、電力取引支援方法及びプログラム | |
| Ahmadzadeh Moghaddam et al. | Modeling the power trading strategies of a retailer with multi-microgrids: a robust bi-level optimization approach | |
| JP7323673B2 (ja) | 管理装置および管理方法 | |
| JP2016136313A (ja) | 最適取引量決定システム、最適取引量決定方法及びプログラム | |
| AU2007202560B2 (en) | Electric-power-generating-facility operation management support system, electric-power-generating-facility operation management support method, and program for executing operation management support method on computer | |
| JP3982761B2 (ja) | 電力取引決定方法、その装置およびそのプログラム | |
| EP4207041A1 (en) | Power generation plant operation assistance system and power generation plant control system | |
| JP4400324B2 (ja) | 電力取引決定装置，電力取引方法回答システム，プログラム及び記憶媒体 | |
| Siddiqui | Managing electricity reliability risk through the forward markets | |
| JP3834788B2 (ja) | 電力託送管理方法及び管理システム | |
| JP7154244B2 (ja) | 電力需給計画作成装置及び電力需給計画作成方法 | |
| JP2005130658A (ja) | 補給電力購入計画システム及び補給電力購入計画方法 | |
| WO2024090238A1 (ja) | 制御データ生成装置、制御方法及び制御プログラム | |
| Sen et al. | Decision Aids for Scheduling and Hedging (DASH) in deregulated electricity markets: A stochastic programming approach to power portfolio optimization | |
| JP2024036275A (ja) | 管理装置、管理方法および管理プログラム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20060125 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090317 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090422 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20090630 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20090818 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20091124 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20091222 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130108 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20130108 Year of fee payment: 3 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140108 Year of fee payment: 4 |
|
| LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |