JP2010176613A - Marginal cost calculation system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、需給計画若しくは発電実績から、外部の市場における電力取引による限界費用を算出する限界費用算出システムに関する。 The present invention relates to a marginal cost calculation system for calculating a marginal cost due to power transactions in an external market from a supply and demand plan or a power generation result.
電力供給を効率的に行うために、予め需給運用計画が作成される。この需給運用計画は、その電力会社の供給対象の総需要電力量の計画値（以下、「自社需給計画」と呼ぶ）から、原子力発電、水力発電（揚水発電を除く）による電力量及び他社から融通される電力量を減算し、残った需要電力量を火力発電と揚水発電で賄うように計画される。このとき、揚水発電の発電量については、上部及び下部貯水池の運用を考慮しながら算出され、火力発電の発電量については、等増分燃料費法を用いて各ユニット毎に経済負荷配分が行われる（例えば、特許文献１参照）。 In order to efficiently supply power, a supply and demand operation plan is created in advance. This supply and demand operation plan is calculated from the planned value of the total power demand to be supplied by the power company (hereinafter referred to as the “own supply and demand plan”), the amount of power generated by nuclear power generation and hydropower generation (excluding pumped storage power generation), and from other companies. It is planned to subtract the amount of power that can be accommodated and cover the remaining demand power with thermal power generation and pumped-storage power generation. At this time, the power generation amount of pumped-storage power generation is calculated in consideration of the operation of the upper and lower reservoirs, and the power generation amount of thermal power generation is distributed to each unit using the equal incremental fuel cost method. (For example, refer to Patent Document 1).
近年、電力取引所の外部の市場及び先渡し市場を介して電力の取引が行われている。上述のような需給運用計画の策定において、電力の市場取引を考慮する場合、自社需給計画にさらにこの市場での売買電力を考慮した場合の各時間毎の火力発電所の増分（抑制）燃料費用を算出する必要がある。しかしながら、自社需給計画に売買電力を加減して、揚水運用を考慮しつつ、火力発電所・揚水発電所の分担需要及び限界費用を算出することはできるものの、揚水運用により変化する、売買する時間とは別の時間の売買電力原資を把握し、その原資にかかる燃料費用を、売買する時間に適正・正確に分配計算する手段がないという課題があった。 In recent years, power trading has been carried out through a market outside the power exchange and a forward market. When formulating the supply and demand operation plan as described above, when considering electricity market transactions, the incremental (suppressed) fuel cost of the thermal power plant for each hour when the power supply and demand in the company's own supply and demand plan is further considered Need to be calculated. However, it is possible to calculate the share demand and marginal cost of thermal power plants and pumped storage power plants while taking into account the pumped operation by adding and subtracting the electric power purchased and sold in the company's supply and demand plan, but the trading time that varies depending on the pumped operation There is a problem in that there is no means for grasping power resources for buying and selling at a different time and distributing and calculating fuel costs for those resources appropriately and accurately at the time of buying and selling.
本発明はこのような課題に鑑みてなされたものであり、需給計画若しくは発電実績から、外部の市場で取引される電力の限界費用を算出する限界費用算出システムを提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such problems, and an object thereof is to provide a marginal cost calculation system that calculates a marginal cost of power traded in an external market from a supply and demand plan or a power generation result.
前記課題を解決するために、第１の本発明に係る限界費用算出システムは、所定の時間間隔で設定された所定の時間分の需要計画情報であって、火力発電により供給する電力量である火力分担需要及び揚水発電により供給若しくは消費する電力量である揚水分担需要からなる需要計画情報を記憶する需要計画記憶手段（例えば、実施形態における需給計画情報１１）と、外部の市場で売買可能な電力量が、所定の時間間隔で、所定の時間分記憶される約定情報記憶手段（例えば、実施形態における約定情報１２）と、火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段（例えば、実施形態における火力ユニット効率特性情報１４）と、火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段（例えば、実施形態における燃料価格情報１６）と、需要計画記憶手段と約定情報記憶手段と火力ユニット効率特性情報記憶手段と燃料価格情報記憶手段から情報を読み出して、外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段（例えば、実施形態における計画計算用限界費用計算部１０）と、を有して構成される。そして、限界費用計算手段が、火力発電の運用状態および揚水発電の運用状態を考慮し、売買可能な電力に基づいて外部の市場で電力の売買をしたときの、火力発電の火力分担需要及び揚水発電の揚水分担需要を算出する第１のステップ、外部の市場で電力を売買する前後の火力分担需要と火力ユニット効率特性情報と燃料価格情報から、火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第２のステップ、他の時間の売買により揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、第２のステップで算出された当該時間の費用差を、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分と、当該時間において外部の市場で電力が売買されたことで生じた火力分担需要の変化分と、で按分し、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第３のステップ、この第３のステップで算出された発電費用の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において売買電力量に応じて配分し、揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、揚水発電の運用が変化したことによる火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第４のステップ、及び、売買された時間の第４のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を前記売買された電力量で除して限界費用を算出する第５のステップ、を実行するように構成される。
In order to solve the above-described problem, the marginal cost calculation system according to the first aspect of the present invention is demand plan information for a predetermined time set at a predetermined time interval, and is an amount of power supplied by thermal power generation. Demand plan storage means (for example, supply and
また、第２の本発明に係る限界費用計算システムは、所定の時間間隔で設定された所定の時間分の需要計画情報であって、火力発電の限界費用及び揚水発電により供給若しくは消費する電力量である揚水分担需要からなる需要計画情報を記憶する需要計画記憶手段と、火力発電を行う火力ユニット毎に、運転・停止データ及び運用上の最大・最小出力データが記憶される火力ユニット運用情報記憶手段（例えば、実施形態における火力ユニット運用情報１５）と、火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段と、火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段と、外部の市場で売買可能な電力量が、所定の時間間隔で、所定の時間分記憶される約定情報記憶手段と、需要計画記憶手段と前記火力ユニット運用情報記憶手段と前記火力ユニット効率特性情報記憶手段と前記燃料価格情報記憶手段と前記約定情報記憶手段情報とから情報を読み出して外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段と、を有して構成される。そして、限界費用計算手段が、需要計画情報の限界費用と火力ユニット毎の運用情報とから、火力発電により供給される電力量である火力分担需要を算出する第１のステップ、火力発電の運用状態および揚水発電の運用状態を考慮し、売買可能な電力に基づいて外部の市場で電力の売買したときの、火力発電の火力分担需要及び揚水発電の揚水分担需要を算出する第２のステップ、外部の市場で電力を売買する前後の火力分担需要から、火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第３のステップ、他の時間の売買により揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、第３のステップで算出された当該時間の費用差を、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分と、当該時間において外部の市場で電力が売買されたされたことで生じた火力分担需要の変化分と、で按分し、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第４のステップ、この第４のステップで算出された費用差の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において、売買電力量に応じて配分し、揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、揚水発電の運用が変化したことによる火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第５のステップ、及び、売買された時間の第５のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を売買された電力量で除して限界費用を算出する第６のステップ、を実行するように構成される。
The marginal cost calculation system according to the second aspect of the present invention is demand plan information for a predetermined time set at a predetermined time interval, and includes the marginal cost of thermal power generation and the amount of power supplied or consumed by pumped storage power generation. Demand plan storage means for storing demand plan information consisting of demand for pumping moisture and thermal unit operation information storage for storing operation / stop data and operational maximum / minimum output data for each thermal power unit performing thermal power generation Means (for example, thermal power
さらに、第３の本発明に係る限界費用算出システムは、所定の時間間隔で計測された所定の時間分の発電実績情報であって、火力発電により供給された電力量である火力分担需要及び揚水発電により供給若しくは消費された電力量である揚水分担需要からなる発電実績情報が記憶された発電実績記憶手段（例えば、実施形態における発電実績情報２１）と、火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段（例えば、実施形態における実績計算用限界費用計算部２４）と、火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段（例えば、実施形態における実績計算用限界費用計算部２６）と、外部の市場で売買された電力量が、所定の時間間隔で、所定の時間分記憶された約定結果記憶手段（例えば、実施形態における実績約定情報２２）と、発電実績記憶手段から火力分担需要及び揚水分担需要を読み出し、約定結果記憶手段から外部の市場で売買された電力量を読み出して、外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段（例えば、実施形態における実績計算用限界費用計算部２０）と火力発電を行う火力ユニット毎に、運転・停止データ及び運用上の最大・最小出力データが記憶される火力ユニット運用情報記憶手段（例えば、実施形態における実績計算用限界費用計算部２５）と、を有して構成される。そして、限界費用計算手段が、火力発電の運用状態および揚水発電の運用状態を考慮して、外部の市場で売買された電力量を控除して売買する前の火力分担需要及び揚水分担需要を算出する第１のステップ、この第１のステップで算出された、売買する前の火力分担需要及び揚水分担需要から、外部の市場で売買された電力量若しくは仮想の売買電力量に基づいて外部の市場で電力を売買した後の火力分担需要及び揚水分担需要を算出する第２のステップ、外部の市場で実績若しくは仮想の電力を売買する前後の火力分担需要から、火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第３のステップ、他の時間の売買により揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、第３のステップで算出された当該時間の費用差を、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分と、当該時間において外部の市場で電力が売買されたことで生じた火力分担需要の変化分と、で按分し、揚水発電の運用が変化したことで生じた火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第４のステップ、この第４のステップで算出された発電費用の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において、売買電力量に応じて配分し、揚水発電の運用が変化したことで火力分担需要が変化した時間において、揚水発電の運用が変化したことによる火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第５のステップ、及び、売買された時間の第５のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を売買された電力量で除して限界費用を算出する第６のステップ、を実行するように構成される。
Further, the marginal cost calculation system according to the third aspect of the present invention is a power generation result information for a predetermined time measured at a predetermined time interval, and is a thermal power sharing demand and pumping water that are electric power supplied by thermal power generation. Power generation result storage means (for example, power
なお、このような第１〜第３の本発明に係る限界費用算出システムにおいて、限界費用計算手段が、外部の市場で売買される電力の電力量を、所定の刻み幅で変化させて、当該電力を外部の市場で売買したときの限界費用を算出するように構成されることが好ましい。 In the marginal cost calculation system according to the first to third aspects of the present invention, the marginal cost calculation means changes the amount of electric power purchased and sold in the external market by a predetermined step size, and It is preferably configured to calculate a marginal cost when power is bought and sold in an external market.
さらに、このような第１〜第３の本発明に係る限界費用算出システムにおいて、 火力発電を行う火力ユニット毎に、運転・停止データ及び運用上の最大・最小出力データが記憶される火力ユニット運用情報記憶手段を有し、火力ユニット運用情報と、火力ユニット効率特性情報と、燃料価格情報とを用いて、等増分燃料費法により火力ユニット毎の出力配分を計算するように構成されることが望ましい。 Furthermore, in the marginal cost calculation systems according to the first to third aspects of the present invention, the thermal unit operation in which operation / stop data and operational maximum / minimum output data are stored for each thermal unit that performs thermal power generation. It has information storage means, and is configured to calculate the output distribution for each thermal power unit by the equal incremental fuel cost method using the thermal power unit operation information, the thermal power unit efficiency characteristic information, and the fuel price information. desirable.
本発明に係る限界費用算出システムを以上のように構成すると、需給計画値若しくは発電実績値に基づいて、外部の市場において電力の売買を行ったときの、その売買した電力の限界費用を揚水運用を考慮して算出することができるため、全体のコストを少なくする売買計画の立案を精度良くかつ容易に行うことができる。また、外部の市場での売買電力量を、所定の刻み幅で段階的に増加させた限界費用を算出することにより、さらに、詳細な売買計画の立案を可能にすることができる。 When the marginal cost calculation system according to the present invention is configured as described above, the marginal cost of the purchased and sold power when the power is bought and sold in an external market based on the planned supply and demand value or the actual power generation value is pumped. Therefore, it is possible to accurately and easily make a sales plan that reduces the overall cost. Further, by calculating a marginal cost in which the amount of electric power purchased and sold in the external market is increased step by step with a predetermined step size, it is possible to make a more detailed trading plan.
以下、本発明の好ましい実施形態について図面を参照して説明する。まず、図１及び図２を用いて本発明に係る限界費用計算処理が実行される限界費用計算システムの構成について説明する。この限界費用計算システム１は、図１及び図２に示すように、計画計算用限界費用計算部１０と、実績計算用限界費用計算部２０とから構成される。
Hereinafter, preferred embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings. First, the configuration of a marginal cost calculation system in which marginal cost calculation processing according to the present invention is executed will be described with reference to FIGS. 1 and 2. As shown in FIGS. 1 and 2, the marginal
図１に示す計画計算用限界費用計算部１０は、これからの発電スケジュール（需給スケジュール作成システム３０により作成された需給計画情報１１）と外部の市場での電力売買量（約定情報１２）を用いて、この電力売買の限界費用情報１３（ここで限界費用とは、外部の市場で売買された電力に対する火力ユニットの費用を売買電力量で除した値）を算出するものである。この計画計算用限界費用計算部１０における限界費用計算処理では、需給計画情報１１及び約定情報１２に加えて、火力ユニット効率特性情報１４、火力ユニット運用情報１５及び燃料価格情報１６の各情報が利用される。この計画計算用限界費用計算部１０で算出された限界費用情報１３は、応札戦略作成システム４０に渡されて、外部の市場での電力取引における応札戦略が作成され、その戦略を用いて応札システム５０で外部の市場における実際の応札が行われる。
The plan calculation marginal
図２に示す実績計算用限界費用計算部２０は、過去の発電実績（発電実績情報２１）と外部の市場での電力売買量（実績約定情報２２若しくは仮想売買情報２７）を用いて、電力売買の実績若しくは仮想情報に対する限界費用の計算をして限界費用情報２３を出力するものである。この実績計算用限界費用計算部２０における限界費用計算処理では、上述の発電実績情報２１と実績約定情報２２若しくは仮想売買情報２７とに加えて、火力ユニット効率特性情報２４、火力ユニット運用情報２５、及び、燃料価格情報２６の各情報が利用される。この実績計算用限界費用計算部２０で算出された限界費用情報２３は、応札戦略作成システム４０を経て応札システム５０で実際の応札に利用される。また、限界費用情報２３は、キャッシュフロー実績計算システム６０に渡されてキャッシュフローの実績計算にも利用され、効率的なキャッシュフロー管理が可能となる。
The marginal
なお、需給スケジュール作成システム３０は、電力需要の予測値を元に火力ユニット及び揚水ユニットによる需給計画を作成するシステムであり、本実施例における限界費用計算システム１（計画計算用限界費用計算部１０）に対しては、この需給スケジュール作成システム３０で作成された需給計画のうち、１時間毎の火力ユニット全体に対する限界費用と、揚水発電所分担需要とを１レコードとして、所定の時間分（例えば、２４時間分であって、以降の説明では、この時間の範囲を「計算対象時間」と呼ぶ）のレコードから構成される需給計画情報１１として渡される。この需給計画情報１１に含まれる時間毎の限界費用は、予想される電力需要に対する、最上澄み火力電源（外部の市場での電力売買によりその発電量を変更可能な火力電源）を特定するために利用される。また、時間毎の揚水発電所分担需要は、揚水運用を反映した火力分担需要を算出するために用いられる。なお、時間毎の限界費用の代わりに、時間毎の火力分担需要を需給計画情報１１として取得するように構成することも可能である。
The supply and demand
（計画計算における限界費用計算処理）
それでは、図３を用いて、計画計算用限界費用計算部１０における限界費用計算処理について説明する。ここで、火力ユニット効率特性情報１４は、上述の需給計画情報１１に含まれる限界費用から、火力分担需要を算出するために必要なデータであり、火力ユニット毎の出力とカロリー特性に対する係数である。なお、需給計画情報１１に火力分担需要が含まれる場合はこの限界費用は不要である。この火力ユニットの出力−カロリー特性係数（ａ，ｂ，ｃの３定数で構成されるため、「ａｂｃ定数」とも呼ばれる）は、各ユニット毎の出力−効率特性から求まる定数であり、火力ユニット毎の燃料費用を算出するための２次関数の係数である。なお、燃料費用Ｅ［円］は、火力ユニットの出力をｐ［ＭＷ］とし、燃料のカロリー単価をＣＰ［円］としたとき、ａｂｃ定数から次式（１）で求められる。また、この式（１）を微分したものが、増分単価（限界費用）となる。なお、本実施例においては、環境費用ｄ［円／ＭＷ］も考慮しているため、火力ユニットの発電費用ＥＰ［円］は、次式（２）で求められる。
(Marginal cost calculation process in planned calculation)
Now, the marginal cost calculation process in the plan calculation marginal
Ｅ ＝ （ａｐ2 ＋ ｂｐ ＋ｃ）×ＣＰ （１）
ＥＰ＝ （ａｐ2 ＋ ｂｐ ＋ｃ）×ＣＰ ＋ ｄｐ （２）
E = (ap 2 + bp + c) × CP (1)
EP = (ap 2 + bp + c) × CP + dp (2)
また、火力ユニット運用情報１５は、１時間刻みで所定の時間（少なくとも上述の計算対象時間を含む）分の火力ユニット毎の運転・停止データ、若しくは、運用上の最大出力・最小出力データの少なくとも何れかが記憶された情報である。これらの情報は、各火力ユニットの運転・停止状態と、最大出力及び最小出力を把握するために必要な情報である。
The thermal power
また、約定情報１２は、外部の電力取引市場で売買可能な電力量であって、１時間刻みで計算対象時間分の売り又は買いの電力量から構成される。なお、この約定情報１２は、需給状況を考慮して算出される。
The
さらに、燃料価格情報１６は、火力発電で用いられる燃料のカロリー単価が記憶されている。燃料は、その種類によりカロリーや価格が異なり、さらに、相場の変動により価格が変化するため、この限界費用計算システム１では、図示しない外部のシステムから燃料費の情報としてこの燃料価格情報１６を取得する。
Further, the
この限界費用計算処理は、まず、需給計画情報１１、火力ユニット効率特性情報１４、火力ユニット運用情報１５及び燃料価格情報１６のそれぞれから情報を読み出し、計算対象時間に対する１時間刻みの火力ユニット毎の出力及び火力分担需要（これを「初期の火力分担需要」と呼ぶ）を算出する（ステップＳ１００）。例えば、需給計画情報１１に含まれるある時刻の限界費用がＬで、火力ユニット運用情報１５を反映した出力−費用特性が図４に示すような特性である場合、最大出力のときの限界費用が、Ｌより小さいユニット（図４においては、ユニットＣ，Ｄ，Ｅ）は最大出力で運転されていると判断し、最小出力のときの限界費用がＬより大きいユニット（図４においては、ユニットＦ）は最小出力で運転されていると判断し、最大出力と最小出力のときの限界費用の間に限界費用Ｌがあるユニット（図４においては、ユニットＡ，Ｂ）はその限界費用がＬになる出力で運転されていると判断し、それぞれの火力ユニットの出力とそれらを合計した火力分担需要が算出される。なお、需給計画情報１１に、限界費用の代わりに火力分担需要が含まれている場合には、図４から、限界費用をパラメータとし、火力ユニット出力合計が火力分担需要となるような火力ユニット出力を経済負荷配分により算出する。
In this marginal cost calculation process, first, information is read from each of the supply and
次に、上述のステップＳ１００で求めた初期の火力分担需要と需給計画情報１１に含まれる揚水分担需要とから、揚水運用を考慮しつつ、外部の市場で売買する電力量を加算若しくは減算して（売る量を加算し、買う量を減算する）、仮に売買した場合の火力分担需要（以下、「仮の火力分担需要」と呼ぶ）を、１時間毎に、計算対象時間分を算出する（ステップＳ１１０）。なお、加減する売買量（電力量）については、上述の約定情報１２に記憶されている売買可能量を上限とし、予め設定したステップ量［ＭＷ］毎に加減して計算する。揚水運用の考慮については、後述する。
Next, by adding or subtracting the amount of power to be bought and sold in the external market from the initial demand for thermal power sharing determined in step S100 and the demand for water supply included in the supply and
次に、上述のステップＳ１１０で算出された１時間毎の計算対象時間分の仮の火力分担需要を元に、ステップＳ１００で述べた経済負荷配分を行って、火力ユニット毎の出力を求める（ステップＳ１２０）。もちろん、この火力ユニット毎の出力は、１時間刻みの計算対象時間分のデータである。 Next, the economic load distribution described in step S100 is performed based on the provisional thermal power sharing demand for the calculation target time per hour calculated in step S110 described above, and the output for each thermal power unit is obtained (step S120). Of course, the output for each thermal power unit is data for the calculation target time in increments of one hour.
このようにして、計算対象時間分の１時間刻みの各火力ユニットの出力が計算されると、各火力ユニットの出力から、上述の式（２）を用いて、各火力ユニットの、計算対象時間分の１時間刻みの発電費用を算出する。また、各火力ユニットの発電費用から、全火力ユニットの発電費用の合計も、１時間刻みで、計算対象時間分を算出する（ステップＳ１３０）。 When the output of each thermal power unit in increments of one hour corresponding to the calculation target time is calculated in this manner, the calculation target time of each thermal power unit is calculated from the output of each thermal power unit using the above-described equation (2). Calculate the power generation cost per minute. Further, the total power generation cost of all the thermal power units is calculated from the power generation cost of each thermal power unit in increments of 1 hour (step S130).
さらに、上述のステップＳ１００で算出された初期の火力分担需要の発電費用と、電力売買がある場合の仮の火力分担需要の発電費用との差を、１時間刻みで算出する（ステップＳ１４０）。ここで、この時間毎の費用差は、外部の市場で売買した電力量に応じて変化したものである。特に、外部の市場での売買が無い時間帯での発電費用の変化は、電力売買に対応して揚水運用を変化させたために生じている差であると考えられる（詳細は後述する）。従って、電力売買が無い時間の費用差を、対応する時刻の仮の火力分担需要の発電費用から減算し、この時間帯の費用差の合計値を、電力売買が行われた時間のうち揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間に、売買電力量に応じて配分して、その時間帯の発電費用の費用差に付け替える（ステップＳ１５０）。すなわち、揚水運用による費用の付け替えを実施する。 Further, the difference between the power generation cost of the initial thermal power sharing demand calculated in step S100 described above and the power generation cost of the temporary thermal power sharing demand when there is power trading is calculated in increments of one hour (step S140). Here, the cost difference for each hour changes according to the amount of electric power bought and sold in the external market. In particular, the change in power generation costs in the time zone when there is no trading in the external market is considered to be a difference caused by changing the pumping operation corresponding to the power trading (details will be described later). Therefore, the cost difference of the time when there is no power trading is subtracted from the power generation cost of the provisional thermal power sharing demand at the corresponding time, and the total value of the cost difference during this time zone is used for the pumping operation. Is distributed according to the amount of electric power purchased and sold, and is replaced with the cost difference of the power generation cost in that time zone (step S150). In other words, the cost will be replaced by the pumping operation.
最後に、以上のようにして、揚水運用による費用の付け替えが行われた時間毎の費用差のうち、電力売買が行われた時間帯の費用差を、１時間ごとに、その時間に売買された電力量で除して、単価、すなわち、電力売買に要する限界費用（限界費用情報１３）を算出する（ステップＳ１６０）。 Finally, out of the cost difference for each hour when the cost was changed due to pumping operation as described above, the difference in cost during the time when power trading was performed was bought and sold every hour. The unit price, that is, the marginal cost required for power trading (marginal cost information 13) is calculated by dividing by the amount of power (step S160).
なお、上述のように、外部の市場で売買される電力量は、約定情報１２に記憶されている売買可能量を上限とし、予め設定したステップ量［ＭＷ］毎に加減して計算される。このようにして入力された元データ１３ａと算出された結果１３ｂ（上述の限界費用情報１３）を図５に示す。この図５に示すように、売買可能電力を量を段階的に変化させながら、上述の処理を繰り返し、それぞれの限界費用を算出する。このとき、次のステップで満たない量がある場合（例えば、図５の１時において、売り可能量は３００［ＭＷ］であるが、２００［ＭＷ］の次のステップは４００［ＭＷ］であるような場合）には、売買可能量（すなわち、３００［ＭＷ］）が適用される。これら考え方は、後述の説明においても同様である。
Note that, as described above, the amount of power sold and sold in the external market is calculated by adding or subtracting for each preset step amount [MW], with the maximum available amount stored in the
それでは、時間帯別、売買別に、外部の市場で電力取引が行われたときの、揚水運用を考慮した限界費用の算出方法について、具体例を挙げて以下に説明する。なお、揚水ユニットの運用において、昼間のピーク時間帯において、火力ユニットの出力の合計が最大値Ｐmaxにならない運用を「余剰運用」と呼び、昼間のピーク時間帯において、火力発電の出力の合計が最大値Ｐmaxに達する運用を「供給力運用」と呼ぶ。 Then, the calculation method of the marginal cost in consideration of the pumping operation when the electric power transaction is performed in the external market for each time zone and buying and selling will be described below with a specific example. In the operation of the pumping unit, the operation in which the total output of the thermal power units does not reach the maximum value P max in the peak hours during the day is called “surplus operation”, and the total output of the thermal power generation in the peak hours during the day. The operation that reaches the maximum value P max is referred to as “supply capacity operation”.
（余剰運用時の夜間のみ売れた場合）
まず、余剰運用時について考える。図６において、曲線Ｄ10は、需給計画時の需要電力量（火力及び揚水分担需要の合計）を示しており、曲線Ｓ10は火力分担需要（火力ユニットの出力の合計）を示している。１時から７時の間は、この需要電力量Ｄ10が火力最低出力Ｐminより低いため、この時間は揚水ユニットをポンプとして使用し、下部貯水池から上部貯水池に水を汲み上げ、火力ユニットの発電量を最低出力Ｐminに維持するような運用が行われる（この時間帯を「揚水時間帯」と呼ぶ）。一方、９時から２１時の間は、火力ユニットの出力をＰ10に保つともに、需要電力量Ｄ10の変化に対しては、上部貯水池から下部貯水池に水を放流し、揚水ユニットを発電機として使用してその電力量を供給する運用が行われる（この時間帯を「揚発時間帯」と呼ぶ）。
(If sold at night during surplus operation)
First, consider the time of surplus operation. In FIG. 6, a curve D 10 indicates the amount of power demand at the time of supply and demand planning (total of thermal power and moisture-carrying demand), and a curve S 10 indicates thermal power-sharing demand (total output of thermal power units). Between 1 o'clock and 7 o'clock, this demand power amount D 10 is lower than the minimum thermal power output P min , so during this time, the pumping unit is used as a pump, and water is pumped from the lower reservoir to the upper reservoir, and the power generation amount of the thermal unit is reduced. The operation is performed so as to maintain the minimum output P min (this time zone is referred to as “pumping time zone”). On the other hand, 21 o'clock from 9:00 to together to keep the output of thermal power unit P 10, with respect to the change in the power demand amount D 10, the water discharged into the lower reservoir from the upper reservoir, using the pumping unit as a generator Then, an operation for supplying the amount of electric power is performed (this time zone is referred to as “lifting time zone”).
ここで、０時から８時において、毎時１００［ＭＷ］の売りが約定し、揚水時間帯（１時から７時）の売りを火力ユニットの増出力で対応しない場合、売れた電力を需要（の増加）と見なせば、電力を売ったときの需要曲線はＤ11のようになり、図６のＭ11に相当する部分の揚水（電力量）を減少させる必要が生じる。すなわち、１時から７時までの６時間において、毎時１００［ＭＷ］の電力を売っているため、６００［ＭＷｈ］分の揚水が減少する。ここで、揚水運用における貯水量は、計画値から容易に変更できないため、揚水発電終了時の上部貯水池の貯水量は、この電力売買によっても計画時の貯水量を維持する必要がある。すなわち、上述の揚水減少分は、揚発時間帯（上述の９時から２１時）において、上述の減少した揚水Ｍ11に相当する電力を、火力ユニットの出力を増出力して（図５においては、出力Ｐ11に増加させて）補わなければならない。火力ユニットで補う電力量を図６のＭ12で示し、このときの火力分担需要をＳ11で示す。なお、上部貯水池に汲み上げた水により、この揚水ユニットで発電される電力量は、汲み上げに使った電力量に揚水効率（例えば、０．７）を乗じて求められる。そのため、図５の例では、（６００［ＭＷｈ］×０．７＝）４２０［ＭＷｈ］の電力量が、火力ユニットを増出力して対応される。 Here, from 0 o'clock to 8 o'clock, selling of 100 [MW] per hour is contracted, and if selling in the pumping time zone (from 1 o'clock to 7 o'clock) does not correspond to the increased output of the thermal power unit, the sold power is demanded ( If the power is sold, the demand curve when the electric power is sold becomes D 11 , and it is necessary to reduce the pumped water (the amount of electric power) corresponding to M 11 in FIG. That is, in 6 hours from 1 o'clock to 7 o'clock, 100 [MW] of electric power is sold every hour, so that 600 [MWh] of pumping water is reduced. Here, since the amount of water stored in the pumping operation cannot be easily changed from the planned value, the amount of water stored in the upper reservoir at the end of the pumped-storage power generation needs to be maintained at the time of planning by this power trading. That is, the above-mentioned reduced pumping amount is obtained by increasing the output of the thermal power unit by increasing the output corresponding to the above-described reduced pumping water M 11 in the pumping time zone (from 9:00 to 21:00) (in FIG. 5). Must be compensated (by increasing to output P 11 ). The amount of power to compensate at thermal unit shown in M 12 of FIG. 6 shows a thermal sharing demand at this time is S 11. Note that the amount of power generated by the pumping unit by the water pumped into the upper reservoir is obtained by multiplying the amount of power used for pumping by the pumping efficiency (for example, 0.7). Therefore, in the example of FIG. 5, the electric energy of (600 [MWh] × 0.7 =) 420 [MWh] is dealt with by increasing the output of the thermal power unit.
以上より、図６のＭ12に相当する電力量を火力ユニットの増出力で対応したが、この増出力のために増加する費用（これを「火力増分費用」と呼ぶ）は、揚水時間帯（１時から７時）に外部の市場で電力を売ったために揚水運用が変化して発生した費用であり、この火力増分費用を揚水時間帯に按分して付け替えることにより、外部の市場で売った電力に対する限界費用を正確に算出することができる。 From the above, the amount of power corresponding to M 12 in FIG. 6 was dealt with by the increased output of the thermal power unit, but the cost increased due to this increased output (referred to as “thermal incremental cost”) is the pumping time zone ( 1 to 7) was generated due to the change in pumping operation due to the sale of power in the external market, and was sold in the external market by apportioning and replacing this incremental heating power cost in the pumping time zone. The marginal cost for power can be calculated accurately.
ここまで、夜間のみ売れた場合について述べたが、昼間にも売買があった場合、例えば上記の０時から８時における毎時１００［ＭＷ］の売りに加え、９時から２１時においても１００［ＭＷ］の売りがある場合については、９時から２１時の間の火力ユニット増出力は、揚水運用の変化による４２０［ＭＷｈ］に加え毎時１００［ＭＷｈ］が必要となる。 Up to this point, the case of selling only at night has been described. However, in the case of buying and selling in the daytime, for example, in addition to selling 100 [MW] per hour from 0 o'clock to 8 o'clock, 100 [ In the case of selling MW], the thermal power unit increase output from 9:00 to 21:00 requires 100 [MWh] per hour in addition to 420 [MWh] due to changes in pumping operation.
ここで、揚水時間帯に付け替える火力増分費用は、９時から２１時の火力増分費用を、揚水運用の変化による電力量と当該時間に売った電力量の比率で按分することにより求めることができる。 Here, the thermal power incremental cost to be replaced in the pumping time zone can be calculated by dividing the thermal power incremental cost from 9:00 to 21:00 by the ratio of the amount of power due to the change in pumping operation and the amount of power sold at that time. .
（余剰運用時の昼間のみ売れた場合）
一方、図７に示すように、揚発時間帯を含む８時から２１時において、毎時１００［ＭＷ］の売りが約定した場合は、火力ユニットの発電量に余裕があるため（上述のように余剰運用であるため）、売れた電力量を需要の増加と見なし（曲線Ｄ12）、全て火力ユニットの増出力で対応する（このときの火力分担需要をＳ12で示す）。すなわち、９時から２１時の揚発時間帯における火力ユニットの出力をＰ10からＰ11′に増加させることで対応する。この場合、揚水量に変化が生じないため、揚発終了時の水位の変化もない。そのため、外部の市場で売った電力の費用は、この電力を売った時間帯（８時から２１時）の火力増分費用そのものになる。
(If sold only in the daytime during surplus operation)
On the other hand, as shown in FIG. 7, when selling at 100 [MW] per hour from 8 o'clock to 21 o'clock including the pumping time zone, there is a margin in the power generation amount of the thermal unit (as described above) Because it is a surplus operation), the amount of electric power sold is regarded as an increase in demand (curve D 12 ), and all of the power units respond with an increased output (the thermal power sharing demand at this time is indicated by S 12 ). In other words, this is dealt with by increasing the output of the thermal power unit from 9 o'clock to 21 o'clock from P 10 to P 11 '. In this case, since there is no change in the pumping amount, there is no change in the water level at the end of pumping. Therefore, the cost of electric power sold in the external market becomes the thermal power incremental cost itself in the time zone (from 8 o'clock to 21 o'clock) when this electric power was sold.
（余剰運用時の夜間のみ買った場合）
図８に示すように、０時から８時において、毎時１００［ＭＷ］の買いが約定した場合、揚水時間帯（１時から７時）については、火力ユニットの出力を抑制することができないため（揚水で火力最低出力を維持しているため）。ここで、買った電力を需要（の減少）と見なせば、この時間帯の需要曲線はＤ13のようになり、図８のＭ21に相当する部分の電力量をさらに揚水に使用して火力ユニットの最低出力を維持しなければならない。すなわち、１時から７時までの６時間において、毎時１００［ＭＷ］の電力を買っているため、６００［ＭＷｈ］分の揚水が上部貯水池に汲み上げられて増加する。そのため、揚発終了時（２１時）の上部貯水池の水位を電力買いを行う前の計画された水位に合わせるために、揚発時間帯（９時から２１時）において、火力ユニットの出力をＰ10からＰ12まで抑えて（このときの火力分担需要をＳ13で示す）、揚水増加量Ｍ21を発電換算（揚水増加量×揚水効率）した電力量（図８のＭ22に相当）を揚水発電として供給する。この図８の例では、（６００［ＭＷｈ］×０．７＝）４２０［ＭＷｈ］の電力量を火力ユニットを減出力して対応される。
(When buying only at night during surplus operation)
As shown in FIG. 8, when the purchase of 100 [MW] is executed from 0:00 to 8:00, the output of the thermal power unit cannot be suppressed during the pumping time period (1 to 7:00). (Because the minimum thermal power output is maintained by pumping water). Here, if regarded power bought demand (reduction of) demand curve during this time period is as shown in D 13, using more pumping power amount of a portion corresponding to M 21 in FIG. 8 The minimum power of the thermal unit must be maintained. That is, in 6 hours from 1 o'clock to 7 o'clock, power of 100 [MW] is purchased every hour, so that 600 [MWh] of pumped water is pumped to the upper reservoir and increases. Therefore, in order to adjust the water level of the upper reservoir at the end of pumping (21:00) to the planned water level before buying power, the output of the thermal power unit is set to P in the pumping time zone (from 9:00 to 21:00). Electric power (corresponding to M 22 in FIG. 8) obtained by reducing the amount of increase in pumping M 21 to the amount of power generation (increase in pumping x pumping efficiency) while suppressing from 10 to P 12 (the thermal power sharing demand at this time is indicated by S 13 ) Supply as pumped-storage power generation. In the example of FIG. 8, the power amount of (600 [MWh] × 0.7 =) 420 [MWh] is dealt with by reducing the output of the thermal unit.
以上より、図８のＭ22に相当する電力量による火力ユニットの減出力のために変化する費用（これも、上述と同様に「火力増分費用」と呼ぶ）は、揚水時間帯（１時から７時）に外部の市場で電力を買ったために発生した費用であり、この火力増分費用を揚水時間帯に売買電力量に応じて比例配分して付け替えることにより、外部の市場で買った電力に対する限界費用を正確に算出することができる。 From the above, the cost that changes due to the reduced output of the thermal power unit by the amount of power corresponding to M 22 in FIG. 8 (also called “thermal power incremental cost” in the same manner as described above) is the pumping time zone (from 1 o'clock). 7 o'clock) is the cost incurred for buying power in the external market, and this incremental heating cost is proportionally distributed according to the amount of power purchased and sold during the pumping time period. The marginal cost can be calculated accurately.
（余剰運用時の昼間のみ買った場合）
図９に示すように、揚発時間帯を含む８時から２１時において、毎時１００［ＭＷ］の買いが約定した場合、全て火力ユニットの減出力で対応する。すなわち、９時から２１時の火力ユニットの出力をＰ10からＰ12′に減少させることで対応する（このときの、火力分担需要をＳ14で示す）。この場合、揚水量に変化が生じないため、揚発終了時の水位の変化もない。そのため、外部の市場で買った電力の費用は、この電力を買った時間帯（８時から２１時）の火力増分費用そのものになる。
(If you buy only during the daytime during surplus operation)
As shown in FIG. 9, when the purchase of 100 [MW] per hour is executed from 8 o'clock to 21 o'clock including the lifting time zone, all of them correspond to the reduced output of the thermal power unit. That is, the output of
（供給力運用時の夜間のみ売れた場合）
次に、供給力運用時について考える。図１０において、曲線Ｄ20は、需給計画時の需要電力量（火力及び揚水分担需要の合計）を示している。この需給計画の場合、昼間の火力ユニットの出力は最大値Ｐmaxに達しているため、不足する電力量Ｍ33は、夜間に上部貯水池に汲み上げた揚水により揚水ユニットを発電機として作動させて補わなければならない。そのため、揚水ユニットでは、１時から７時の間は、火力ユニットの出力の最低値Ｐminを維持するための余剰揚水Ｍ31に加えて、さらに、昼間の火力分担需要で不足する電力量を補うための供給力揚水M32も行われる。このときの火力分担需要を曲線Ｓ20で示す
(If sold only at night when operating supply capacity)
Next, let us consider when the supply capacity is used. In FIG. 10, a curve D 20 indicates the amount of power demand at the time of supply and demand planning (total of thermal power and pumped water demand). In this supply and demand plan, the output of the thermal unit in the daytime has reached the maximum value P max , so the deficient amount of electricity M 33 is compensated by operating the pumping unit as a generator by pumping water to the upper reservoir at night. There must be. Therefore, in the pumping unit, from 1 to 7 o'clock, in addition to surplus pumping water M 31 for maintaining the minimum value P min of the output of the thermal power unit, in addition to supplement the electric power deficient in the daytime thermal power sharing demand Supply capacity of pumped water M 32 is also performed. Shows the thermal power sharing demand at this time in the curve S 20
ここで、０時から８時において、毎時１００［ＭＷ］の売りが約定し、揚水時間帯（１時から７時）の売りのすべてを火力増出力で対応する。このときの火力分担需要をＳ21で示すと、この間の増加した電力量Ｍ34が火力の増出力による電力量となる。この場合、揚水量に変化が生じないため、揚発終了時の水位の変化もない。そのため、外部の市場で売った電力の費用は、この電力を売った時間帯（０時から８時）の火力増分費用そのものになる。 Here, from 0 o'clock to 8 o'clock, selling of 100 [MW] per hour is executed, and all selling during the pumping time zone (from 1 o'clock to 7 o'clock) is handled with increased thermal power output. When indicating the thermal power sharing demand at this time is S 21, the amount of power M 34 was increased during this period is the amount of power by increasing the output of thermal power. In this case, since there is no change in the pumping amount, there is no change in the water level at the end of pumping. Therefore, the cost of electric power sold in the external market becomes the thermal power incremental cost itself in the time zone (0 to 8 o'clock) when this electric power was sold.
（供給力運用時の昼間のみ売れた場合）
一方、図１１に示すように、揚発時間帯を含む８時から２１時において、毎時１００［ＭＷ］の売りが約定した場合は、売れた電力を需要（の増加）と見なせば、この時間帯の需要曲線はＤ22のようになり、この場合、火力ユニットの発電量に余裕がないため、揚発時間帯（９時から２１時）の電力需要に対しては、夜間に揚水量を増やしておく必要がある（揚発時間帯でない８時から９時は、火力ユニットの増出力で対応する）。揚発時間帯の売れた電力量Ｍ35は、図１１の場合、１００［ＭＷ］×１２［ｈ］＝１２００［ＭＷｈ］となり、この分を、夜間において火力ユニットを増出力して揚水量Ｍ36を増やす。なお、この場合も、揚水に要した電力量が全て発電量とはならないため、昼間に必要な電力量を揚水効率で除した量（１２００／０．７＝１７１４［ＭＷｈ］）だけ、火力ユニットを増出力する必要がある。
(If sold during the daytime when the supply capacity is used)
On the other hand, as shown in FIG. 11, when selling at 100 [MW] per hour from 8 o'clock to 21 o'clock including the pumping time zone, if the sold power is regarded as demand (increase), this the demand curve for the time zone is as D 22, in this case, since there is no margin in the power generation amount of thermal units, with respect to power demand fried onset time zone (21 o'clock 9), pumping amount at night (It is necessary to increase the power output of the thermal power unit from 8:00 to 9:00, which is not the lifting time zone). In the case of FIG. 11, the sold electric energy M 35 in the pumping time zone is 100 [MW] × 12 [h] = 1200 [MWh]. Increase 36 . In this case as well, since the amount of power required for pumping does not become the amount of power generation, only the amount of power required during the day divided by pumping efficiency (1200 / 0.7 = 1714 [MWh]) is the thermal unit. It is necessary to increase the output.
以上より、図１１のＭ36に相当する電力量による火力ユニットの火力増分費用は、揚発時間帯（９時から２３時）に外部の市場で電力を売ったために発生した費用であり、この火力増分費用を揚発時間帯の売買電力量に応じて比例配分して付け替えることにより、外部の市場で売った電力に対する限界費用を正確に算出することができる。 From the above, the thermal power incremental cost of the thermal power unit by the amount of power corresponding to M 36 in FIG. 11 is a cost generated by selling power in the external market in the lift time zone (9:00 to 23:00). By replacing the incremental cost of thermal power with proportional distribution according to the amount of purchased and sold power during the lifting time period, it is possible to accurately calculate the marginal cost for the power sold in the external market.
（供給力運用時の夜間のみ買った場合）
図１２に示すように、０時から８時において、毎時１００［ＭＷ］の買いが約定した場合は、買った電力に対しては全て火力ユニットの出力の抑制で対応する（このときの火力分担需要をＳ23で示す）。この場合、揚水時間帯においては、購入した電力が供給力揚水のために使用されるため、揚水量に変化が生ぜず、揚発終了時の水位の変化もない。そのため、外部の市場で買った電力量（図１２のM37に相当する）の費用は、この電力を買った時間帯（０時から８時）の火力増分費用そのものになる。
(When purchasing only at night when operating supply capacity)
As shown in FIG. 12, when the purchase of 100 [MW] per hour is executed from 0:00 to 8:00, all the purchased power is dealt with by suppressing the output of the thermal power unit (thermal power sharing at this time). shows the demand in S 23). In this case, in the pumping time zone, the purchased power is used for pumping the supply power, so there is no change in the pumping amount, and there is no change in the water level at the end of pumping. Therefore, the cost of the amount of power purchased in the external market (corresponding to M 37 in FIG. 12) becomes the thermal power incremental cost itself in the time zone (0 to 8 o'clock) when this power was purchased.
（供給力運用時の昼間のみ買った場合）
図１３に示すように、８時から２１時において、毎時１００［ＭＷ］の買いが約定した場合は、買った電力を需要（の減少）と見なせば、この時間帯の需要曲線はＤ24のようになる。この場合、揚発時間帯（９時から２１時）においては、揚水ユニットが供給力として（発電機として）稼働しているので、この外部の市場での電力の買いの原資は揚水ユニットになる。すなわち、揚発時間帯においては、買った電力量Ｍ38に相当する揚水量Ｍ39を夜間で減らし（このときの火力分担需要をＳ24で示す）、揚発時間帯以外（８時から９時）では火力ユニットの出力を抑制する。
(If you buy only during the daytime when using supply capacity)
As shown in FIG. 13, when a purchase of 100 [MW] per hour is executed from 8:00 to 21:00, if the purchased power is regarded as a demand (decrease), the demand curve in this time zone is D 24. become that way. In this case, since the pumping unit is operating as a supply power (as a generator) during the pumping time zone (9:00 to 21:00), the source of power purchase in this external market is the pumping unit. . That is, in the lifting onset time zone, the pumping amount M 39 corresponding to the amount of power M 38 bought reduced at night (indicating the thermal power sharing demand at this time is S 24), the non-fried onset time zone (8:00 9 At the time, the output of the thermal power unit is suppressed.
以上より、図１３のＭ39に相当する電力量による火力ユニットの火力増分費用は、揚発時間帯（９時から２３時）に外部の市場で電力を買ったために発生した費用であり、この火力増分費用を揚発時間帯に売買電力量に応じて比例配分して付け替えることにより、外部の市場で売った電力に対する限界費用を正確に算出することができる。 From the above, the thermal power cost of the thermal power unit by the amount of power corresponding to M39 in FIG. 13 is the cost incurred due to the purchase of power in the external market during the pumping time zone (9:00 to 23:00). By changing the thermal power incremental cost in proportion to the amount of electric power purchased and sold during the pumping time period, the marginal cost for the electric power sold in the external market can be accurately calculated.
（実績計算における限界費用計算処理））
次に、図１４〜図２１を用いて、実績計算用限界費用計算部２０における限界費用計算処理について説明する。この実績計算用限界費用計算処理は、発電実績情報から、一旦売買された電力量を控除し、再度、外部の市場での電力の売買による揚水運用を考慮して、正確な費用差を算出することにより、実際に外部の市場で売買した電力量（実績約定情報２２）、若しくは、仮想の売買電力量（仮想売買情報２７）を用いて電力売買による限界費用を算出する処理である。ここで、発電実績情報２１には、火力ユニットの毎の発電実績と、揚水発電所の揚水・揚発実績とが、計算対象時間分の１時間刻みのデータとして記憶されている。また、実績約定情報２２は、実際に約定された外部の市場で取引された電力量が、計算対象時間分の１時間刻みのデータとして記憶されている。さらに、仮想売買情報２７は、限界費用を算出するために、外部の市場で、仮に取引される電力量を規定するものである。なお、その他の火力ユニット効率特性情報２４、火力ユニット運用情報２５及び燃料価格情報２６は、上述の計画計算の場合と同様である。
(Marginal cost calculation process in actual calculation))
Next, the marginal cost calculation process in the actual calculation marginal
この限界費用計算処理は、まず、図１４に示すように、発電実績情報２１、火力ユニット効率特性情報２４、及び、火力ユニット運用情報２５のそれぞれから情報を読み出し、発電実績データと、火力ユニット運用データ及び火力ユニットの限界費用特性から、計算対象時間に対する１時間刻みの実績の最上澄みの増分単価（限界費用）を算出する（具体的には、最も限界費用の高い火力ユニットの限界費用を算出する）。このとき、最上澄み増分単価に選択された火力ユニット以外のユニットについては、この限界費用となる出力であるか、若しくは、最大出力になっているものとみなす（ステップＳ２００）。そして、揚水運用を考慮し、実績約定情報２２に記憶された実際の約定結果を発電実績情報から取り除いて、電力取引が行われなかった場合の火力分担需要及び揚水・揚発分担需要を算出する（ステップＳ２１０）。なお、これらを「初期の火力分担需要」及び「初期の揚水分担需要」と呼ぶ。
In this marginal cost calculation process, first, as shown in FIG. 14, information is read from each of the power generation result
このようにして算出された初期の火力分担需要に対して、実績約定情報２２若しくは仮想売買情報２７を用いて、外部の市場で電力を売ったときと買ったときの限界費用を算出する。なお、本実施例においては、電力売りに対しては、実績及び仮想の売買に対して限界費用を算出し（それぞれを「売計算１」、「売計算２」と呼ぶ）、電力買いに対しては、全ての時間を火力の焚き減らし（減出力）で対応した場合の費用計算（「買計算１」）と、経済揚水で買いを行った場合の実績及び仮想の売買における費用計算（「買計算２−１」「買計算２−２」）と、供給力揚水で買いを行った場合の実績及び仮想の売買における費用計算（「買計算３−１」「買計算３−２」）とを算出するように構成されており、以下、それぞれの処理を具体的に説明する。
For the initial thermal power sharing demand calculated in this way, the marginal costs when selling and buying power in the external market are calculated using the
（売計算１ 実際の売りに対する限界費用）
図１５に示すように、実績約定情報２２の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に揚水運用を考慮しつつ、実際に売った電力を加算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ３００）。揚水運用の考慮方法については、上述したとおりである。そして外部の市場での売りがある場合の仮の火力分担需要を元に、経済負荷配分を実施して、計算対象時間分の１時間刻みの火力ユニット毎の出力を算出する（ステップＳ３１０）。さらに、各火力ユニットの出力から、上述の式（２）を用いて計算対象時間分の１時間刻みの各火力ユニットの発電費用を算出する。このとき、全ユニット合計の発電費用も算出する（ステップＳ３２０）。
(
As shown in FIG. 15, from the information of the
次に、以上のようにして算出された初期の火力分担需要の費用と、仮の火力分担需要の費用との差を算出する（ステップＳ３３０）。この費用差も、もちろん、計算対象時間分の１時間刻みのデータである。そして、上述のように揚水運用による費用の付け替えを実施し（ステップＳ３４０）、最終的に求められた費用差を外部の市場で売った電力量で除して、１時間刻みの限界費用を算出する（ステップＳ３５０）。 Next, the difference between the cost of the initial thermal power sharing demand calculated as described above and the cost of the temporary thermal power sharing demand is calculated (step S330). This cost difference is, of course, data in increments of one hour corresponding to the calculation target time. Then, the cost of the pumping operation is replaced as described above (step S340), and the marginal cost in one-hour increments is calculated by dividing the finally obtained cost difference by the amount of power sold in the external market. (Step S350).
（売計算２ 仮想の売りに対する限界費用）
図１６に示すように、この場合は、仮想売買情報２７の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に揚水運用を考慮しつつ、実際に売った電力を加算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ３６０）。以降の処理は、上述の売計算１のステップＳ３１０〜Ｓ３５０と同様である。
(
As shown in FIG. 16, in this case, from the information of the
（買計算１ 全ての時間を火力の焚き減らしで対応したときの限界費用）
図１７に示すように、仮想売買情報２７の情報から、初期の火力分担需要に対して実際に買った電力を減算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ４００）。この場合、揚水運用を考慮する必要はない。そして外部の市場での買いがある場合の仮の火力分担需要を元に、経済負荷配分を実施して、計算対象時間分の１時間刻みの火力ユニット毎の出力を算出する（ステップＳ４１０）。さらに、各火力ユニットの出力から、上述の式（２）を用いて計算対象時間分の１時間刻みの各火力ユニットの発電費用を算出する。このとき、全ユニット合計の発電費用も算出する（ステップＳ４２０）。
(Buy
As shown in FIG. 17, the power actually purchased is subtracted from the information of the
次に、以上のようにして算出された初期の火力分担需要の費用と、仮の火力分担需要の費用との差を算出する（ステップＳ４３０）。この費用差も、もちろん、計算対象時間分の１時間刻みのデータである。そして、この費用差を外部の市場で買った電力量で除して、１時間刻みの限界費用を算出する（ステップＳ４４０）。 Next, the difference between the cost of the initial thermal power sharing demand calculated as described above and the cost of the temporary thermal power sharing demand is calculated (step S430). This cost difference is, of course, data in increments of one hour corresponding to the calculation target time. Then, the marginal cost for every hour is calculated by dividing this cost difference by the amount of power purchased in the external market (step S440).
（買計算２−１ 経済揚水で仮想の買いを行った場合の限界費用）
図１８に示すように、仮想売買情報２７の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に経済揚水運用を考慮しつつ、仮想の買った電力を減算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ５００）。揚水運用の考慮方法については、上述したとおりである。そして外部の市場での買いがある場合の仮の火力分担需要を元に、経済負荷配分を実施して、計算対象時間分の１時間刻みの火力ユニット毎の出力を算出する（ステップＳ５１０）。さらに、各火力ユニットの出力から、上述の式（２）を用いて計算対象時間分の１時間刻みの各火力ユニットの発電費用を算出する。このとき、全ユニット合計の発電費用も算出する（ステップＳ５２０）。
(Purchase calculation 2-1 Marginal cost when hypothetical buying is performed by economic pumping)
As shown in FIG. 18, from the information of the
次に、以上のようにして算出された初期の火力分担需要の費用と、仮の火力分担需要の費用との差を算出する（ステップＳ５３０）。この費用差も、もちろん、計算対象時間分の１時間刻みのデータである。そして、上述のように揚水運用による費用の付け替えを実施し（ステップＳ５４０）、最終的に求められた費用差を外部の市場で買った電力量で除して、１時間刻みの限界費用を算出する（ステップＳ５５０）。 Next, the difference between the cost of the initial thermal power sharing demand calculated as described above and the cost of the temporary thermal power sharing demand is calculated (step S530). This cost difference is, of course, data in increments of one hour corresponding to the calculation target time. Then, the cost for the pumping operation is replaced as described above (step S540), and the marginal cost per hour is calculated by dividing the finally obtained cost difference by the amount of power purchased in the external market. (Step S550).
（買計算２−２ 経済揚水で実際に買いを行った場合の限界費用）
図１９に示すように、この場合は、実績約定情報２２の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に経済揚水運用を考慮しつつ、実際に買った電力を減算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ５６０）。以降の処理は、上述の買計算２−１のステップＳ５１０〜Ｓ５５０と同様である。
(Purchase calculation 2-2 Marginal cost when purchasing by economic pumping)
As shown in FIG. 19, in this case, the actual power purchased is subtracted from the information of the
（買計算３−１ 供給力揚水で仮想の買いを行った場合の限界費用）
図２０（ａ）に示すように、この場合は、仮想売買情報２７の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に供給力揚水運用を考慮しつつ、仮想で買った電力を減算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ５７０）。以降の処理は、上述の買計算２−１のステップＳ５１０〜Ｓ５５０と同様である。
(Buying calculation 3-1 Marginal cost when virtual purchase is performed by supply pumping)
As shown in FIG. 20 (a), in this case, from the information of the
（買計算３−２ 供給力揚水で実際に買いを行った場合の限界費用）
図２０（ｂ）に示すように、この場合は、実績約定情報２２の情報から、初期の火力分担需要若しくは揚水分担需要に供給力揚水運用を考慮しつつ、実際に買った電力を減算し、計算対象時間分の１時間刻みの仮の火力分担需要を算出する（ステップＳ５８０）。以降の処理は、上述の買計算２−１のステップＳ５１０〜Ｓ５５０と同様である。
(Purchase calculation 3-2 Marginal cost when actually buying with supply pumping)
As shown in FIG. 20 (b), in this case, the power actually purchased is subtracted from the information of the
以上説明したように、本実施例にかかる外部の市場における電力取引による限界費用を算出する限界費用計算システム１によると、需給計画値若しくは発電実績値に基づいて、外部の市場で電力の売買を行ったときの、その売買した電力の限界費用を算出することができるため、全体のコストを少なくする売買計画の立案を容易に行うことができる。なお、上述のように、外部の市場での売買量を、所定のステップで段階的に増加させた限界費用を算出することにより、さらに、詳細な売買計画の立案を可能にすることができる。なお、以上の実施例においては、計算対象時間を２４時間とした場合について説明したが、長期運用計画として、例えば、１週間を対象として計算を行うことも可能である。
As described above, according to the marginal
１ 限界費用算出システム
１０ 計画計算用限界費用計算部（限界費用計算手段）
１１ 需給計画情報（需要計画記憶手段）
１２ 約定情報（約定情報記憶手段）
１４ 火力ユニット効率特性情報（火力ユニット効率特性情報記憶手段）
１５ 火力ユニット運用情報（火力ユニット運用情報記憶手段）
１６ 燃料価格情報（燃料価格情報記憶手段）
２０ 実績計算用限界費用計算部（限界費用計算手段））
２１ 発電実績情報（発電実績記憶手段）
２２ 実績約定情報（約定結果記憶手段）
1 Marginal
11 Supply and demand plan information (demand plan storage means)
12 Contract information (contract information storage means)
14 Thermal unit efficiency characteristic information (thermal unit efficiency characteristic information storage means)
15 Thermal unit operational information (thermal unit operational information storage means)
16 Fuel price information (fuel price information storage means)
20 Marginal cost calculation part for actual calculation (marginal cost calculation means))
21 Power generation record information (power generation record storage means)
22 Achievement information (contract result storage means)
Claims (5)
外部の市場で売買可能な電力量が、前記所定の時間間隔で、前記所定の時間分記憶される約定情報記憶手段と、
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段と、
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段と、
前記需要計画記憶手段と前記約定情報記憶手段と前記火力ユニット効率特性情報記憶手段と前記燃料価格情報記憶手段から情報を読み出して、前記外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段と、を有し、
前記限界費用計算手段が、
前記火力発電の運用状態および前記揚水発電の運用状態を考慮し、前記売買可能な電力に基づいて前記外部の市場で電力の売買をしたときの、前記火力発電の火力分担需要及び前記揚水発電の揚水分担需要を算出する第１のステップ、
前記外部の市場で電力を売買する前後の前記火力分担需要と前記火力ユニット効率特性情報と前記燃料価格情報から、前記火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第２のステップ、
前記売買により前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間
において、前記第２のステップで算出された当該時間の費用差を、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分と、前記外部の市場で電力が売買されたことで生じた前記火力分担需要の変化分と、で按分し、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第３のステップ、
前記第３のステップで算出された前記発電費用の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において売買電力量に応じて配分し、また、前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間において、前記火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第４のステップ、及び、
前記売買された時間の前記第４のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を前記売買された電力量で除して限界費用を算出する第５のステップ、を実行するように構成された限界費用算出システム。 Demand plan information for a predetermined time set at a predetermined time interval, which is a demand consisting of a thermal power sharing demand that is the amount of electric power supplied by thermal power generation and a pumped water demand that is the amount of power supplied or consumed by pumped storage power generation Demand plan storage means for storing plan information;
Contract information storage means for storing the amount of power that can be bought and sold in an external market for the predetermined time interval at the predetermined time interval;
Thermal unit efficiency characteristic information storage means for storing the power generation efficiency characteristic for each thermal unit that performs the thermal power generation,
Fuel price information storage means for storing the unit price of fuel used for each thermal power unit that performs thermal power generation;
The limit for calculating the marginal cost when buying and selling power in the external market by reading information from the demand plan storage means, the contract information storage means, the thermal power unit efficiency characteristic information storage means and the fuel price information storage means A cost calculating means,
The marginal cost calculation means is
Considering the operation state of the thermal power generation and the operation state of the pumped storage power generation, when the power is bought and sold in the external market based on the electric power that can be bought and sold, the thermal power sharing demand of the thermal power generation and the pumped storage power generation The first step of calculating the demand for pumping moisture,
A power generation cost required for the thermal power generation is calculated from the thermal power sharing demand before and after buying and selling power in the external market, the thermal unit efficiency characteristic information, and the fuel price information, and a difference between the power generation costs is calculated. Steps,
Due to the change in operation of the pumped storage power generation, the difference in cost calculated in the second step is caused by the change in the operation of the pumped storage power generation in the time when the thermal power sharing demand changes due to the operation of the pumped storage power generation being changed due to the buying and selling. Further, the change in the thermal power sharing demand and the change in the thermal power sharing demand caused by the purchase and sale of electric power in the external market, and the change in the operation of the pumped storage power generation A third step of calculating a power generation cost corresponding to the change in thermal power sharing demand and a total of the power generation cost related to the time,
The total of the power generation cost calculated in the third step is distributed according to the amount of electric power purchased and sold at the time when buying and selling brings about a change in pumping operation, and the operation of the pumped storage power generation has changed. A fourth step of subtracting power generation costs for the change in the thermal power sharing demand at a time when the thermal power sharing demand has changed; and
A limit configured to perform a fifth step of calculating a marginal cost by dividing a difference in power generation cost taking into account the cost allocation in the fourth step of the traded time by the amount of power traded. Cost calculation system.
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、運転・停止データ及び運用上の最大・最小出力データの少なくとも一方が記憶される火力ユニット運用情報記憶手段と、
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段と、
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段と、
外部の市場で売買可能な電力量が、前記所定の時間間隔で、前記所定の時間分記憶される約定情報記憶手段と、
前記需要計画記憶手段と前記火力ユニット運用情報記憶手段と前記火力ユニット効率特性情報記憶手段と前記燃料価格情報記憶手段と前記約定情報記憶手段とから情報を読み出して前記外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段と、を有し、
前記限界費用計算手段が、
前記需要計画情報の前記限界費用と前記火力ユニット毎の運用情報とから、前記火力発電により供給される電力量である火力分担需要を算出する第１のステップ、
前記火力発電の運用状態および前記揚水発電の運用状態を考慮し、前記売買可能な電力に基づいて前記外部の市場で電力の売買をしたときの、前記火力発電の火力分担需要及び前記揚水発電の揚水分担需要を算出する第２のステップ、
前記外部の市場で電力を売買する前後の前記火力分担需要から、前記火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第３のステップ、
前記売買により前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間において、前記第３のステップで算出された当該時間の費用差を、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分と、前記外部の市場で電力が売買されたことで生じた前記火力分担需要の変化分と、で按分し、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第４のステップ、
前記第４のステップで算出された前記発電費用の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において、売買電力量に応じて配分し、また、前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間において、前記火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第５のステップ、及び、
前記売買された時間の前記第５のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を前記売買された電力量で除して限界費用を算出する第６のステップ、を実行するように構成された限界費用算出システム。 Demand plan information that is demand plan information for a predetermined time set at a predetermined time interval, and that stores demand plan information consisting of the marginal cost of thermal power generation and the demand for pumped water that is the amount of power supplied or consumed by pumped-storage power generation Storage means;
Thermal unit operation information storage means for storing at least one of operation / stop data and operational maximum / minimum output data for each thermal unit that performs thermal power generation;
Thermal unit efficiency characteristic information storage means for storing the power generation efficiency characteristic for each thermal unit that performs the thermal power generation,
Fuel price information storage means for storing the unit price of fuel used for each thermal power unit that performs thermal power generation;
Contract information storage means for storing the amount of power that can be bought and sold in an external market for the predetermined time interval at the predetermined time interval;
Information was read from the demand plan storage means, the thermal unit operation information storage means, the thermal unit efficiency characteristic information storage means, the fuel price information storage means, and the contract information storage means, and electric power was bought and sold in the external market. A marginal cost calculation means for calculating a marginal cost when
The marginal cost calculation means is
A first step of calculating a thermal power sharing demand that is an amount of electric power supplied by the thermal power generation from the marginal cost of the demand plan information and operation information for each thermal power unit;
Considering the operation state of the thermal power generation and the operation state of the pumped storage power generation, when the power is bought and sold in the external market based on the electric power that can be bought and sold, the thermal power sharing demand of the thermal power generation and the pumped storage power generation The second step of calculating the demand for pumping moisture,
A third step of calculating a power generation cost required for the thermal power generation from the thermal power sharing demand before and after buying and selling power in the external market, and calculating a difference between the power generation costs;
Due to the change in operation of the pumped storage power generation, the difference in cost calculated in the third step is caused by the change in the operation of the pumped storage power generation in the time when the thermal power sharing demand has changed due to the change in operation of the pumped storage power generation due to the trading. Further, the change in the thermal power sharing demand and the change in the thermal power sharing demand caused by the purchase and sale of electric power in the external market, and the change in the operation of the pumped storage power generation A fourth step of calculating a power generation cost corresponding to a change in thermal power sharing demand and a total of the power generation cost related to the time,
The sum of the power generation costs calculated in the fourth step is allocated according to the amount of power purchased and sold at the time when trading that causes a change in pumping operation is performed, and the operation of the pumping power generation has changed. 5th step of subtracting the power generation cost for the change in the thermal power sharing demand at the time when the thermal power sharing demand has changed,
A limit configured to execute a sixth step of calculating a marginal cost by dividing a difference in power generation cost taking into account the cost allocation in the fifth step of the traded time by the amount of electricity traded. Cost calculation system.
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、発電効率特性が記憶される火力ユニット効率特性情報記憶手段と、
前記火力発電を行う火力ユニット毎に、用いられる燃料のカロリー単価が記憶される燃料価格情報記憶手段と、
外部の市場で売買された電力量が、前記所定の時間間隔で、前記所定の時間分記憶された約定結果記憶手段と、
前記発電実績記憶手段から前記火力分担需要及び前記揚水分担需要を読み出し、前記約定結果記憶手段から前記外部の市場で売買された電力量を読み出して、前記外部の市場で電力を売買したときの限界費用を算出する限界費用計算手段と、を有し、
前記限界費用計算手段が、
前記火力発電の運用状態および前記揚水発電の運用状態を考慮して、前記外部の市場で売買された電力量を控除して売買する前の火力分担需要及び揚水分担需要を算出する第１のステップ、
前記第１のステップで算出された、前記売買する前の火力分担需要及び揚水分担需要から、前記外部の市場で売買された電力量若しくは仮想の売買電力量に基づいて前記外部の市場で電力を売買した後の火力分担需要及び揚水分担需要を算出する第２のステップ、
前記外部の市場で実績若しくは仮想の電力を売買する前後の前記火力分担需要から、前記火力発電に要する発電費用を算出し、当該発電費用の差を算出する第３のステップ、
前記売買により前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間において、前記第３のステップで算出された当該時間の費用差を、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分と、前記外部の市場で電力が売買されたことで生じた前記火力分担需要の変化分と、で按分し、前記揚水発電の運用が変化したことで生じた前記火力分担需要の変化分の発電費用と、当該時間に渉る当該発電費用の合計と、を算出する第４のステップ、
前記第４のステップで算出された前記発電費用の合計を、揚水運用に変化をもたらす売買が行われた時間において、売買電力量に応じて配分し、また、前記揚水発電の運用が変化したことで前記火力分担需要が変化した時間において、前記火力分担需要の変化分の発電費用を控除する第５のステップ、及び、
前記売買された時間の前記第５のステップにおける費用配分を加味した発電費用差を前記売買された電力量で除して限界費用を算出する第６のステップ、を実行するように構成された限界費用算出システム。 Power generation result information for a predetermined time measured at a predetermined time interval, from a thermal power sharing demand that is the amount of power supplied by thermal power generation and a pumped water sharing demand that is the amount of power supplied or consumed by pumped storage power generation Power generation result storage means for storing power generation result information
Thermal unit efficiency characteristic information storage means for storing the power generation efficiency characteristic for each thermal unit that performs the thermal power generation,
Fuel price information storage means for storing the unit price of fuel used for each thermal power unit that performs thermal power generation;
A contract result storage means in which the amount of power sold and sold in an external market is stored for the predetermined time at the predetermined time interval;
The thermal power sharing demand and the pumped moisture demand are read from the power generation record storage means, the amount of power traded in the external market is read from the contract result storage means, and the limit when buying and selling power in the external market A marginal cost calculation means for calculating the cost,
The marginal cost calculation means is
The first step of calculating the thermal power sharing demand and the pumped water demand before buying and selling by subtracting the amount of power traded in the external market in consideration of the operational state of the thermal power generation and the operational state of the pumped storage power generation ,
From the thermal power sharing demand and the pumped water demand before buying and selling calculated in the first step, the electric power in the external market is calculated based on the amount of power bought and sold in the external market or the virtual amount of purchased and sold power. A second step of calculating the thermal power sharing demand and the pumped water demand after trading;
A third step of calculating a power generation cost required for the thermal power generation from the thermal power sharing demand before and after buying or selling actual power or virtual power in the external market, and calculating a difference between the power generation costs;
Due to the change in operation of the pumped storage power generation, the difference in cost calculated in the third step is caused by the change in the operation of the pumped storage power generation in the time when the thermal power sharing demand has changed due to the change in operation of the pumped storage power generation due to the trading. Further, the change in the thermal power sharing demand and the change in the thermal power sharing demand caused by the purchase and sale of electric power in the external market, and the change in the operation of the pumped storage power generation A fourth step of calculating a power generation cost corresponding to a change in thermal power sharing demand and a total of the power generation cost related to the time,
The sum of the power generation costs calculated in the fourth step is allocated according to the amount of power purchased and sold at the time when trading that causes a change in pumping operation is performed, and the operation of the pumping power generation has changed. 5th step of subtracting the power generation cost for the change in the thermal power sharing demand at the time when the thermal power sharing demand has changed,
A limit configured to execute a sixth step of calculating a marginal cost by dividing a difference in power generation cost taking into account the cost allocation in the fifth step of the traded time by the amount of electricity traded. Cost calculation system.
火力発電を行う火力ユニット毎に、運転・停止データ及び運用上の最大・最小出力データが記憶される火力ユニット運用情報記憶手段を有し、
火力ユニット運用情報と、火力ユニット効率特性情報と、燃料価格情報とを用いて、等増分燃料費法により火力ユニット毎の出力配分を計算する限界費用算出システム。 The marginal cost calculation system according to any one of claims 1 to 3,
For each thermal unit that performs thermal power generation, it has thermal unit operation information storage means for storing operation / stop data and maximum / minimum output data in operation,
A marginal cost calculation system that calculates output distribution for each thermal power unit by the equal incremental fuel cost method using thermal power unit operation information, thermal power unit efficiency characteristic information, and fuel price information.
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2009021356A JP2010176613A (en) | 2009-02-02 | 2009-02-02 | Marginal cost calculation system |
Applications Claiming Priority (1)
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Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8306671B1 (en) | 2012-01-19 | 2012-11-06 | General Compression, Inc. | System and method for conserving energy resources through storage and delivery of renewable energy |
| CN106384301A (en) * | 2016-09-28 | 2017-02-08 | 南方电网科学研究院有限责任公司 | Power transmission charge allocation design scheme optimization method and system |
| JP2017066874A (en) * | 2015-09-28 | 2017-04-06 | 株式会社日立製作所 | Device and method for evaluating cogeneration operation, and control system for operation of cogeneration device |
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