JP2022037572A - 発電プラント運用支援システムおよび発電プラント制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】発電プラントや電力会社の経済収支を向上できるように、電力取引市場への入札を可能とする発電プラント運用支援システム及び発電プラント制御システムを提供する。【解決手段】送電網Ａへ電力供給する発電プラントである火力発電所１１０１や揚水発電所１１０２の運用を支援するプラント運用支援システム１０が、送電網Ａでの売電が落ち込む場合に、他社火力発電所３００１も含む発電プラントの正味予備力に基づいて、電力取引市場へ入札することが可能な電力量を特定し、この電力量を含む入札データを電力取引所システム２０へ送信し、電力取引所システム２０で約定された場合、発電プラントから送電網Ｂへの送電を可能とする。【選択図】図２

Description

本発明は、発電設備、発電所（以下、発電プラントと称する）の運用管理を行うための技術に関する。この中でも特に、発電プラントの運用計画の作成や発電プラントを制御するための技術に関する。

２０１５年以来電力自由化が進む中、電気事業への新規参入者（以下、新電力事業者）が増加している。その上で２０２０年には旧一般電気事業者（所謂、地域毎の電力会社）は、発送電分離が実施される。発送電分離がなされる前においては、垂直統合型の旧一般電気事業者の組織体制の上で発電／送電／配電の各分野において横断的に設備運用が実施されている。そして、その運用費用も総括原価方式で一体運営であった。

発送電分離後の各社においては、分社化が進められて、特に発電事業所においては購入する燃料費と売電量の兼ね合いに加えて、発電プラントを運営する固定費の関係から今以上に利益最大化に向けた事業活動が求められる。その上で、発電プラントの高効率化は必然として求められるところである。

このような前提を鑑み、発電プラントの運転ないし発電量の調整や発電計画を行う技術が提案されている。例えば、特許文献１には、「再生可能エネルギーを利用して発電する発電部を有する複数の発電設備から共通の電力系統へ電力を供給する電力供給システムに適用される。この電力調整システムは、前記複数の発電設備にそれぞれ対応して設けられ、各発電設備の電力目標値に対する発電値の偏差が無くなるように、前記複数の発電設備の機器類をそれぞれ制御する複数のエネルギー管理手段と、前記複数の発電設備の電力目標値の合計値に対する前記複数の発電設備の発電値の合計値の偏差が無くなるように、前記複数の発電設備のいずれかの発電値を変更させる制御を行う統合エネルギー管理手段とを有する」電力調整システムが開示されている。

また、特許文献２には、「需要予測の精度を高め適切な発電計画を作成」するために、「需要予測部が、気象会社からの気象予測情報ＷＤと需要実績データ記憶部に記憶された需要実績データとに基づき粗需要予測データＤ１を求め、補正部がこの需要予測データＤ１を需要家個別情報記憶部に記憶された定検等による需要家の停電情報、デパートの棚卸情報、ビルテナントの休業情報、工場負荷の稼動情報等に基づいて補正し、予測の精度を高めた需要予測データＤ２を得る。図示しない発電計画作成装置は、需要予測データＤ２に基づき、適切な発電計画を作成する」構成が開示されている。

また、発電プラントに関する経営の改善のために、電力取引の市場での取引を実行することがある。特許文献３では、「市場動向や、需要の変動、取引先の稼働状況に呼応した取引計画を実行し、その結果による取引先とマーケットへの発注の量と、発注タイミングを決定」している。

国際公開ＷＯ２０１８/０３７４７７号明細書 特開２００９－３０３４１１号公報 特開２０１８－１６３５１６号公報

ここで、発電プラントをより適切に運用するためには、発電プラントの運転、発電の制御と、電力取引市場での売買を連携して実行することが必要になる。つまり、発電プラントの総合的な運用管理が必要である。
例えば、電力需要量が多い場合に、電力取引市場へ電力を販売すると、収入が増加するかもしれないが、電力供給が追い付かない恐れがある。

これに対して、特許文献１では、電力市場などの外部機能と連携して発電プラントの収益を向上させることについては開示されていない。

また、特許文献２および３には、電力市場などの外部機能と連携することは開示されている。但し、以下の課題が存在する。特許文献２では、系統周波数に合致させるための電力調整を行っているが、経済的観点も含んだ総合的な運用管理は行われていなかった。さらに、特許文献３では、電力取引市場への供給については考慮されているが、当該供給において該当発電プラントの稼働状況を考慮していなかった。つまり、該当発電プラントの運転制御面と電力取引市場での売買といった経営面の双方を考慮した総合的な運用管理ではなかった。

以上の課題を鑑み、本発明では、該当発電プラントの運転制御と電力取引市場での売買の双方を総合的に判断して、運用管理を行うことを目的とする。

上記の目的を達成するために、本発明は、所定の送電エリアへ電力供給する発電プラントの運用を支援する発電プラント運用支援システムにおいて、前記発電プラントが電力を供給する送電エリアにおけるエリア需要量を受け付ける受信部と、前記エリア需要量を用いて、前記発電プラントでの売電収入が所定基準以上に減少するかを判断する収支計算部と、前記売電収入が減少する場合、当該売電収入の減少分に応じて、前記発電プラントでの発電における電力量を含む入札データを作成する電力量補正部と、前記送電エリアにおける電力供給量および前記エリア需要量に基づき特定される前記送電エリアでの正味予備力と、前記入札データに含まれる電力量とを用いて、前記発電プラントに対して、予め定められた前記送電エリアおける予備力を確保するための予備力指令を出力する予備力補正指令部と、ネットワークを介して、前記入札データを電力取引所システムへ出力する送信部と、前記受信部が、前記電力取引所システムから前記入札データに対する取引が約定したことを示す約定データを受け付けた場合、前記送電エリアへの送電を当該当該約定データに応じた送電エリアへ切替えるための運用指令を作成する運用指令作成部を有する。

また、本発明には、この発電プラント運用支援システムを用いた方法や、この方法をコンピュータに実行させるためのコンピュータプログラム製品（媒体を含む）も含まれる。

さらに、前記ネットワークを介して、発電プラント運用支援システムと接続される発電プラント制御システムであって、前記発電プラント運用支援システムから前記運用指令を受信する受信部と、前記運用指令に応じて、当該発電プラント制御システムが制御する発電プラントに対する制御信号を作成する制御部を有する発電プラント制御システムも本発明の一態様である。ここで、特に、発電プラント制御システムの制御により停電を停止する制御を行うことが好適である。なお、本発明には、この発電プラント制御システムを用いた方法や、この方法をコンピュータに実行させるためのコンピュータプログラム製品（媒体を含む）も含まれる。

本発明によれば、発電プラントにおいて、運転制御面と経営面の双方を総合的に考慮するため、より効率的な運用管理が可能となる。

本発明の一実施形態における機能の概要を説明する図である。 本発明の一実施形態の対象となるシステム構成を示す図である。 本発明の一実施形態におけるプラント運用支援システムの構成を示す図である。 本発明の一実施形態におけるプラント運用支援システムの処理を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態における収支計算アルゴリズム（ステップＳ２～Ｓ４）および電力量補正アルゴリズム（ステップＳ５～Ｓ７）の処理の具体例を示す図である。 本発明の一実施形態における稼働シミュレーションの具体例を説明する図である。 本発明の一実施形態における予備力補正指令アルゴリズム（ステップＳ９～Ｓ１１）の処理の具体例を示す図である。 本発明の一実施形態における予備力調整アルゴリズム（ステップＳ１２～Ｓ１４）の処理の具体例を示す図である。 本発明の一実施形態における表示画面の一例を示す図である。 本発明の一実施形態におけるプラント制御システムの構成を示す図である。 本発明の一実施形態におけるプラント制御システムが効率運転を行う場合のフローチャートである。

以下に、発電プラントの運用を支援するための本発明の一実施形態を説明する。まず、図１を用いて、本実施形態における機能の概要を説明する。本実施形態では、発電プラントないしこれを運用する電力会社の経済収支を改善するために、電力取引市場へ電力を売電する。このために、本実施例には、大きく以下の３つの要素に関係する。つまり、電力取引市場と、本実施形態の主たる処理を実行するプラント運用支援システム１０と、プラント制御システム／中央給電指令システム（１１ａ、１１ｂ、３０、１２）である。

まず、図１の概略を説明する。プラント運用支援システム１０において、目標売電収入を満足しない場合において、不足する売電収入を電力取引市場にて補う為に電力取引市場に供給する電力量を含む入札データが算出される。

その上でその情報に基づき、プラント運用支援システム１０において、その電力量を確保するために現場のプラント制御システム／中央給電指令システム（１１ａ、１１ｂ、３０、１２）に予備力調整指令が出力される。その上で、実際に発電プラントが当該電力量を確保できるだけの予備力を有することができるかどうかについて計算し判断される。そして、正味予備力値に基づく電力量を含む入札データが入札され、その後、電力取引市場から約定分の電力量に対する売電収入が展開される。

次に、図１のより詳細な説明を行う。本実施形態では、電力会社で運用されるプラント運用支援システム１０が、対象となる電力供給エリア（送電網）の需要状況などを考慮し、電力取引市場への入札処理を行う。この際、プラント運用支援システム１０は、火力発電所などの発電プラントプラントを制御するプラント制御システム１１ａ、１１ｂ、３０や中央給電指令システム１２と連携して処理を進める。なお、エリアには、北海道、東北、東京、中部、北陸、関西、中国、四国、九州および沖縄といった電力会社の管掌地域であることが望ましい。

より具体的には、プラント運用支援システム１０は、収支計算アルゴリズムに従って、電力供給エリアでの需要に基づいて、目標売電収入を満足しないか、つまり、電力取引市場へ入札するかを判断する。この結果、入札を行うと判断した場合、プラント運用支援システム１０は、収支計算アルゴリズムに従い、入札する電力量や入札価格を含むベース入札データを算出する。

また、プラント運用支援システム１０は、契約電力確定アルゴリズムを用いて、各運転状況やエリアでの需要を用いて、発電プラントでの電力供給エリアにおける発電プラントの正味予備力を算出する。

そして、プラント運用支援システム１０は、電力量補正アルゴリズムに従って、必要に応じてベース入札デースに含まれる電力量の補正を行う。これは、プラント運用支援システム１０は、電力量補正アルゴリズムに従って、発電プラントにおける稼働状況をシミュレーションした結果を用いて、ベース入札デースに含まれる電力量の補正の要否を判断し、必要な場合に補正を行う。この結果、補正された電力量を含む入札データが特定される。

次に、プラント運用支援システム１０は、予備力補正指令アルゴリズムに従って、正味予備力により、電力供給エリアに対する予備力が確保されているかを判断する。予備力とは、電力供給エリアへの電力供給を維持可能な最低限の電力など、予め定められた基準となる電力を示す。このため、予備力は、発電プラント全体の供給電力の一定割合、最大出力の発電プラントの脱落をバックアップ可能な電力などが含まれる。また、この予備力は、予めプラント運用支援システム１０の記憶装置に格納されていることが望ましい。この結果、プラント運用支援システム１０は、予備力が確保されていない場合、予備力調整指令を作成する。

そして、プラント運用支援システム１０は、予備力調整アルゴリズムに従って、予備力調整指令に応じた予備力調整処理を行う。詳細は、追って説明するが、プラント運用支援システム１０は、火力発電所などの発電プラントプラントを制御するプラント制御システム１１ａ、１１ｂ、３０や中央給電指令システム１２に対して、予備力調整指令を出力し、予備力を調整させる。

以上の処理を行うと、プラント運用支援システム１０は、電力取引市場、つまり、電力取引所システム２０に対し、入札する電力量や価格を含む入札データを送信する。この結果、電力取引市場で約定した場合、電力取引所システム２０から約定通知を受信する。このことで、電力会社は、売電収入を得ることになる。なお、約定が成立した場合、プラント運用支援システム１０は、図１には図示しない運用指令アルゴリズムに従って、電力供給先を変更ないし追加するための運用指令を生成する。

以上で、本実施形態における機能の概要の説明を終了し、以下、その詳細を説明する。まず、図２を用いて、本実施形態の対象となるシステム構成を説明する。

図２に示すように、送電網Ａに各需要者である一般家庭７１（家屋）、ビル７２や工場７３が接続され、受電している。これら各需要者に電力を供給する電力会社が二社存在する、との前提で本実施形態を説明する（「電力会社」および「他社」）。

各需要者へ電力供給するための発電プラントとして、火力発電所１１０１、揚水発電所１１０２が送電網Ａに接続している。ここで、火力発電所１１０１および揚水発電所１１０２は、同じ電力会社で運用管理される発電プラントであり、他社で運用される他社火力発電所３００１も送電網Ａに接続し、電力を供給している。また、本実施形態において、電力会社の火力発電所１１０１、揚水発電所１１０２は、送電網Ｂに対しも電力供給が可能な構成を設けている。さらに、本実施形態では、火力発電所１１０１および揚水発電所１１０２の２つを例示したが、発電プラントの種別、数はこれらに限定されない。また、火力発電所の燃料は石炭、ＬＮＧ等その種別は問わない。

ここで、火力発電所１１０１および揚水発電所１１０２は、それぞれプラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂと接続され、これらからの指令に従ってその運転が制御される。また、プラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂは、それぞれ電力会社の職員である制御員が利用する端末装置１６および端末装置１７と接続されている。

またさらに、プラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂは、電力会社のイントラネット５０を介して、中央給電指令所に設置される中央給電指令システム１２と接続される。中央給電指令システム１２は、プラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂを介して取得した、各発電プラントの運転状況などを用いて、当該電力会社全体としての発電指令を生成する。そして、中央給電指令システム１２からの指令に従って、プラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂが、それぞれの発電プラントを制御する。なお、中央給電指令システム１２にも、指令員が使用する端末装置１４が接続されている。

さらに、イントラネット５０には、指令員や電力会社の職員などが発電プラントの運用において利用する端末装置１５が接続されている。

また、当該電力会社には、本実施形態の主たる処理を実行するプラント運用支援システム１０が設けられている。プラント運用支援システム１０は、イントラネット５０を介して、中央給電指令システム１２や、プラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂと接続されている。プラント運用支援システム１０は、これらの少なくともいずれかに対して、運転計画などのプラントの運用を支援するための情報を出力する。この運転計画には、電力取引市場への売電に伴う送電網Ｂに対する電力供給を行うことが含まれる。

ここで、プラント運用支援システム１０は、上述した処理を実行するために、収支計算部１００１、正味予備力算出部１００２、電力量補正部１００３、予備力補正指令部１００４、予備力調整部１００５および運用指令作成部１００６を有する。なお、これら各部やこれらを用いた処理の詳細は、後述する。また、プラント運用支援システム１０にも、電力会社の職員が利用する端末装置１３が接続されている。なお、プラント運用支援システム１０と中央給電指令システム１２は、１つの装置として実現してもよい。また、本実施形態では、中央給電指令システム１２は、上述の電力会社とは別組織で運用されることを許容する。

さらに、プラント運用支援システム１０は、インターネット４０を介して、外部の装置と接続されている。外部の装置としては、電力取引所システム２０および他社プラント制御システム３０が挙げられる。ここで、電力取引所システム２０は、電力取引市場での電力取引を実現するためのシステムであり、電力を売買するための各種装置からそのための入札データを受信している。

また、他社プラント制御システム３０は、プラント制御システム１１ａおよびプラント制御システム１１ｂと同様に発電プラントを制御する。具体的には、他社プラント制御システム３０は送電網Ａに電力供給する他社火力発電所３００１を制御する。ここで、他社火力発電所もその種別、数は図２の例に限定されない。また、他社プラント制御システム３０にも、他社の職員である制御員が利用する端末装置３１が接続されている。

以上説明した各装置のうち、プラント運用支援システム１０、プラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂ、電力取引所システム２０、他社プラント制御システム３０は、いわゆるコンピュータ、その中でもサーバで実現可能である。また、各端末装置（１３～１７、３１）は、パーソナルコンピュータの如き、コンピュータで実現できる。この中には、スマートフォンのような携帯電話、タブレット端末も含まれる。

次に、図３に、本実施形態の主たる処理を実行するプラント運用支援システム１０の構成を示す。プラント運用支援システム１０は、上述のようにコンピュータで実現される。このため、プラント運用支援システム１０は、ＣＰＵの如き演算、処理を行う処理部１０１、各プログラムを格納する主記憶装置１０２、各種データを格納する補助記憶装置１０３および外部装置とのインターフェースとなるＩ／Ｆ部１０４を有する。

ここで、処理部１０１は、主記憶装置１０２に格納された各種プログラムに従って、各種処理を実行する。また、主記憶装置１０２は、収支計算プログラム１０２１、正味予備力算出プログラム１０１２、電力量補正プログラム１０２３、予備力補正指令プログラム１０２４、予備力調整プログラム１０２５および運用指令作成プログラム１０２６を格納する。これらのプログラムは、図１で説明した各アルゴリズムを実現するためのプログラムである。また、これらのプログラムの機能は、前述の収支計算部１００１、正味予備力算出部１００２、電力量補正部１００３、予備力補正指令部１００４、予備力調整部１００５および運用指令作成部１００６それぞれで実現することも可能である。なお、これらで実行される処理の詳細は、フローチャートを用いて後述する。

次に、補助記憶装置１０３には、目標売電収入１０３１、発電プラント管理テーブル１０３２、燃料単価１０３３、発電モデル１０３４および契約情報１０３５が格納されている。なお、この補助記憶装置はいわゆるストレージで実現でき、プラント運用支援システム１０と接続する外部のファイルシステムで実現してもよい。

さらに、Ｉ／Ｆ１０４は、端末装置１３やインターネット４０、イントラネット５０と接続する機能を有する。本実施形態では、Ｉ／Ｆ１０４を１つの構成として記載したが、端末装置１３、インターネット４０とイントラネット５０といったネットワークに対し、それぞれの接続部を設けて実現してもよい。なお、これらプラント運用支援システム１０の各構成は、互いにバスなどの通信路を介して接続されている。このように、Ｉ／Ｆ部１０４は、受信部や送信部として機能する。

次に、図４に、本実施形態におけるプラント運用支援システム１０の処理を示すフローチャートを示す。なお、以下、プラント運用支援システム１０が実行する処理は、図２に示すプラント運用支援システム１０の各部を主体として説明する。

まず、ステップＳ１において、収支計算部１００１が、エリア需要量を予測する。つまり、収支計算部１００１は、送電網Ａを介して電力が供給される需要元（一般家庭７１、ビル７２、工場７３）の需要量を予測する。このための予測手法は特に問わない。また、このエリア需要量の予測タイミングは、月単位など周期的であることが望ましい。さらに、需要発生時期として、予測時期から一定期間先であることが望ましい。これは、電力取引市場での取引が成立（約定）させるためにある程度の時間が必要であるためである。

次に、ステップＳ２において、収支計算部１００１は、補助記憶装置１０３に格納されている目標売電収入１０３１に対して、ステップＳ１で予測されたエリア需要量に基づく実売買収入が低下するかを判断する。この低下するかの判断基準には、以下の（１）～（３）が含まれる。（１）実売買収入が目標売電収入１０３１を下回る、（２）実売買収入が目標売電収入１０３１の一定割合（例えば、９０％）を下回る、（３）予め定めた値を目標売電収入１０３１から引いた差分が実売買収入上回る、などが含まれる。また、この判断基準は、必ずしも目標売電収入１０３１との比較には限定されない。例えば、過去の売電収入と比較してもよい。さらに、ステップＳ２では、実売買収入を当期間や過去の実績を用いてもよい。

このように、ステップＳ２では、判断基準として所定基準を満たすように、つまり、所定基準以上に減少するかを判断している。

この判断の結果、実売電収入が低下しない（Ｎｏ）場合、ステップＳ３に進む。そして、ステップＳ３において、運用指令作成部１００６が、プラント制御システム１１ａ、１１ｂ、３０や中央給電指令システム１２へ、通常運転制御を行うことを通知する。なお、この通知は、特に行わず省略してもよい。

また、ステップＳ２で低下している（Ｙｅｓ）場合、ステップＳ４へ進む。つまり、電力取引市場への入札を行うための処理を進める。そして、ステップＳ４において、収支計算部１００１は、目標売電収入１０３１と実売買収入の差分に基づいて、入札する価格および電力量を含むベース入札データを算出する。

ここで、このステップＳ２～Ｓ４の詳細について、図５（ａ）を用いて説明する。なお、図５（ａ）は、図１の収支計算アルゴリズムに対応する。図５（ａ）に示すように、収支計算部１００１は、目標売電収入１０３１と実売電収入の入力を受け付ける。そして、収支計算部１００１は、これらを比較し、その差分を算出する。例えば、図５（ａ）のＳ２１に示すように、目標売電収入１０３１を「＋」とし、実売電収入を「－」として合算する。この結果、マイナス、つまり、＜０の場合（Ｓ２２）、Ｓ４１へ進む。また、結果が０以上、つまり、≧０の場合（Ｓ２３）の場合、通常制御、つまり、電力取引は無しとなる（Ｓ３）。

ここで、Ｓ２２の場合、Ｓ４１に進む。つまり、収支計算部１００１は、電力取引市場の取引レート（単価）を考慮した売電収入/電力の変換関数（ＦＸ１）を用いて、電力取引市場に入札するする電力量を算出する。ＦＸ１は、Ｓ２１の結果、つまり、収入不足分を満たす電力量を算出可能な数式であればよい。この結果、ベース入札データの電力量が算出される。また、収支計算部１００１は、この電力量とＳ２１の結果を用いてベース入札データの価格を特定することが望ましい。

また、ベース入札データの電力量の算出は、以下のとおり実行してもよい。収支計算部１００１は、目標売電収入１０３１と実売買収入の差分、つまり、差額をまず特定する（Ｓ２１と同様）。次に、収支計算部１００１は、この差額に対し、電力予め定められている単位電力当たりの単価で割ること、電力量を算出する。そして、収支計算部１００１は、この単価が示す価格および算出した電力量を含むベース入札データを算出する。さらに、収支計算部１００１は、ステップＳ１のエリア需要量の需要発生時期を、ベース入札データに含めることが望ましい。なお、ベース入札データの算出方法はこれらの例に限定されず、他の方法を用いてもよい。

次に、ステップＳ５～Ｓ７において、ベース入札データに対し、発電プラントの稼働状況を考慮した補正を行い、入札データを作成する。つまり、図１に示す電力補正アルゴリズムに従った処理を実行する。なお、本実施形態では、補正およびその要否判断を実行するが、これらは省略してもよい。この場合、ベース入札データを入札データとして利用することになる。

まず、ステップＳ５において、電力量補正部１００３は、エリア、つまり送電網Ａの発電プラントの種別ごとに稼働シミュレーションを実行する。そして、ステップＳ６において、電力量補正部１００３は、稼働シミュレーションの結果を用いて、ベース入札データの電力量に補正が必要かを判断する。この結果、補正が必要な場合（Ｙｅｓ）、ステップＳ７に進み、電力量補正部１００３は補正を行う。また、ステップＳ６で補正が必要でない場合（Ｎｏ），ステップＳ８に進む。

以下、図５（ｂ）を用いて、ステップＳ５～Ｓ７の処理、つまり、電力補正アルゴリズムに従った処理の詳細を説明する。電力量補正部１００３は、まず、該当エリア名称（送電網Ａ）、入札時間（エリア需要量の需要期間）の入力を受け付ける（Ｓ５１）。これは、端末装置１３や１５が職員から入力されたものを受け付けてもよいし、電力量補正部１００３が上述した各ステップでの処理結果を用いて、確定してもよい。

次に、電力量補正部１００３は、火力発電所１１０１、揚水発電所１１０２および他社火力発電所３００１の発電プラント種別を、補助記憶装置１０３に格納された発電プラント管理テーブル１０３２から特定する。発電プラント管理テーブル１０３２には、送電網Ａに電力供給を行う発電プラントの種別、数など管理データが記録されているものとする。なお、他社火力発電所３００１は、本処理の対象外としてもよい。そして、電力量補正部１００３は、エリア名称、入札時間および発電プラント種別を用いて、稼働シミュレーションを実行する（Ｓ５２）。

この稼働シミュレーションの具体的な例を、図６（特に（ｂ））を用いて説明する。前提として、発電プラント管理テーブル１０３２の発電プラントの種別として、図６（ｂ）示すような「揚水発電」「石炭火力機」「油火力機」「ＬＮＧ火力機」といった電源ごとにその発電プラントの種別が記録されている。

まず、電力量補正部１００３は、ステップＳ１で予測されたエリア需要量および電力取引市場での取引結果に応じて供給先となり得る、各エリアのエリア需要量（図６（ｂ）の（１））を取得する。ここで、各エリアのエリア需要量は、ステップＳ１と同様の処理を、他の各エリアで実行して算出してもよいし、他の装置から取得してもよい。

次に、電力量補正部１００３は、当該エリアも含む各エリアに対して、燃料単価１０３３の比較的安い順に、発電プラントを起動させていく形で、それぞれの発電モデル１０３４を用いて時系列の電力量データの積算値を求める。図６の例では（２）の「揚水発電モデル」、「石炭火力機モデル」、「油火力機モデル」、「ＬＮＧ火力機モデル」の順で稼働シミュレーションを実行することになる。ここで、電力量補正部１００３は、この稼働シミュレーションを、燃料単価に基づき、また、電力需要に応じた起動プラントの決定アルゴリズムであるメリットオーダー関数を用いて実行してもよい。なお、この処理で用いられる各燃料単価１０３３や発電モデル１０３４は、補助記憶装置１０３に格納されているものとする。但し、燃料単価１０３３は、発電プラント管理テーブル１０３２に含めてもよい。

そして、電力量補正部１００３は、この積算値を、各エリアの時系列電力量として求める（図６（ｂ）の（３））。なお、上述の順でシミュレーションを実行する理由は、該当する発電プラントの電力取引市場に入札し約定した場合、より収益性を上げるためである。なお、ここまで、当該エリア以外の各エリアについても各数値を算出したが、該当エリアに絞ってこれらの数値を算出する構成としてもよい。

以上の処理により、図６（ａ）に示す当該エリアの発電プラントによる時系列の電力量が算出される。なお、そのエリア毎の時系列電力量を当該エリアのプラント時系列稼働状況に基づく電力量算出関数の各時間帯の電力量データとして保存し、電力算出関数（ＦＸ２）を構築していくことが可能である。

以上で、稼働シミュレーションを実行する（Ｓ５２）の詳細な説明を終わり、図５に戻り、ステップＳ６～Ｓ７の具体例の説明を行う。電力量補正部１００３は、稼働シミュレーションの結果である時系列電力量のうち、当該エリア（送電網Ａ）の電力量に対して、当該エリアのプラント時系列稼働状況に基づく電力量算出関数であるＦＸ２を適用する。そして、シミュレーション結果電力量を算出する（Ｓ５３）。

そして、電力量補正部１００３は、ステップＳ６の処理として、ベース入札データの電力量とシミュレーション結果電力量を比較する（Ｓ６１）。例えば、図５（ｂ）のＳ６１では、電力量補正部１００３は、ベース入札データの電力量を「＋」とし、シミュレーション結果電力量「－」として合算する。この結果、マイナス、つまり、＜０の場合（Ｓ６２）、Ｓ６４１へ進む。また、結果が０以上、つまり、≧０の場合（Ｓ６３）の場合、電力量補正部１００３は、ステップＳ７に対応するＳ７１で補正を実行する。

Ｓ６４は、ベース入札データの電力量を補正する必要はないこと、つまり、ベース入札データを入札データとして用いることを示す（ステップＳ６からＳ８への遷移）。また、Ｓ７１では、電力量補正部１００３は、当該エリアの発電プラント稼働率に基づいて、ベース入札データの電力量を、電力取引市場の取引レートを加味した補正関数（ＦＸ３）により補正電力量を算出する。ここで、発電プラント稼働率は、発電プラント管理テーブル１０３２から読み出すことで特定が可能である。このことで、補正電力量（Ｓ７２）が特定されることになる。

以上の処理により、電力取引市場へ入札する電力量、つまり、電力取引所システム２０に送信する入札データの電力量が特定される。以上で、ステップＳ７までの説明、つまり、電力量補正アルゴリズムに従った処理である。この処理において、電力量補正部１００３は、当該エリアのプラント時系列稼働状況に基づく電力算出関数（ＦＸ２）から得られるエリアの電力量と、ベース入札データの電力量の差分（Ｓ６１）により、補正の要否判断を行っている。つまり、ベース入札データの電力量の方が電力算出関数（ＦＸ３）で算出される電力量よりも大きい場合においては、当該エリアの電力量が需要に対して不足していると想定されるので、電力量補正部１００３は、ベース入札データの電力量を補正なしとする。

また、他方でベース入札データの電力量が、電力算出関数（ＦＸ２）で算出される電力量よりも小さい場合においては、当該エリアの電力量が需要対して充足されていると想定される。このため、電力量補正部１００３は、当該エリアのプラント稼働率高にて電力取引市場へ入札する電力量を電力取引市場の取引レートを考慮した補正関数（ＦＸ３）を用いてベース入札データの電力量を減少する形で補正し、補正電力量を算出する。以上で、電力補正アルゴリズムに従った処理、つまり、ステップＳ５～Ｓ７の処理の説明を終わり、図４に戻りステップＳ８以降の説明を行う。

ステップＳ８において、正味予備力算出部１００２は、以下の（数１）を用いて、正味予備力を算出する。
正味予備力＝Σ 該当エリア全電力 － Σ電力需要 {(契約電力確定アルゴリズムに基づく契約電力量）＋（再エネ変動分を包含した発電プラントの無効電力）｝・・・（数１）
この（数１）は、正味予備力が、エリアの全電力量(電力供給量)から電力需要と基準値である無効電力を差し引いた値を意味する。このことで、発電プラントでの運用上必要となる電力量を確保することを意味する。

ここで、該当エリア全電力は、該当エリア、つまり、送電網Ａの需要家（一般家庭７１、ビル７２、工場７３等）の契約電力の総和であり、正味予備力算出部１００２は、補助記憶装置１０３に格納された契約情報１０３５を用いて算出する。

また、契約電力確定アルゴリズムに基づく契約電力量は、該当エリアを複数の「ゾーン」に区切り、そのゾーンの特性に応じた電力量を算出することで特定される。つまり、ゾーンごとに、工業地域、商業地域、住宅地等の特性を有する。そして、この特性による定まる契約電力確定アルゴリズムに従って、正味予備力算出部１００２は、ゾーンごとの電力量を算出する。この際、正味予備力算出部１００２は、契約情報１０３５に記録されるソーンの特性情報をパラメータとして、ゾーンごとの電力量を算出する。この結果、正味予備力算出部１００２は、これらの総和を契約電力確定アルゴリズムに基づく契約電力量として算出する。

また、正味予備力算出部１００２は、インターネット４０を介して入力されるエリアの気象予測情報を用いて、再エネ（再生エネルギー）変動分を包含した発電プラントの無効電力を算出する。具体的には、下記（数２）を用いる。
再エネ変動分を包含した各電力の無効電力 ＝Σ調整力電源の無効電力＋Σ予備力電源の無効電力・・・（数２）
ここで、（数２）の各要件は、以下の（数３）および(数４)を用いて、正味予備力算出部１００２により特定される。
Σ調整力電源容量 ＝Σ既存稼働ＬＮＧ火力機＋Σ待機ＬＮＧ火力機＋Σ停止ＬＮＧ火力機 ・・・（数３）
Σ予備力電源容量 ＝各エリア電力会社の全電源容量の一定割合（各エリアの電力会社の最大火力機脱落がバックアップできる電源容量相当で近似可能）・・・（数４）
ここで、（数３）のＬＮＧ火力機以外の揚水発電機等の数値も同様に含まれる。そして、これらは、発電プラント管理テーブル１０３２から、正味予備力算出部１００２が特定可能である。また、（数４）の数値は、予め定めておき、補助記憶装置１０３に格納しておくことで、正味予備力算出部１００２が特定できる。

なお、調整力電源の無効電力とは、揚水のポンピング、つまり、モータ駆動電力が含まれる。また、予備力電源の無効電力とは、予め補助記憶装置１０３に格納されるか、所定のアルゴリズムに従って、正味予備力算出部１００２が都度算出する構成するとしてもよい。以上で、ステップＳ８の説明を終了する。ここで、本実施形態では、プラント運用支援システム１０が正味予備力算出部１００２を有する構成としたが、中央給電指令システム１２やプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂがこれを有する構成としてもよい。この場合、プラント運用支援システム１０は、正味予備力を、インターネット４０やイントラネット５０を介して受信する。

次に、ステップＳ９～Ｓ１１、つまり、図１の予備力補正指令アルゴリズムに従った処理について、説明する。まず、ステップＳ９において、予備力補正指令部１００４が、ステップＳ８で算出された正味予備力と入札データに含まれる電力量を比較して、予備力が確保されているかを判断する。つまり、予備力補正指令部１００４は、正味予備力の方が大きくその範囲に入札データの電力量が含まれるかを判断する。この結果、予備力が確保されている場合（Ｙｅｓ）、ステップＳ１０に遷移し、予備力補正指令部１００４は予備力指令を出力する。また、予備力が確保されていない場合（Ｎｏ）、ステップＳ１１に遷移し、予備力補正指令部１００４は予備力確保指令を出力する。これらの処理の具体的な例を、図７を用いて説明する。

まず、予備力補正指令部１００４が、Ｓ９１に示すように、正味予備力を「＋」とし、入札データの電力量を「－」として合算する。この結果、結果が０以上、つまり、≧０の場合（Ｓ９２）、Ｓ９４へ進む。つまり、予備力補正指令部１００４は、正味予備力で予備力が確保されていると判断する。そして、予備力補正指令部１００４は、この結果を受けて、予備力指令を出力する（Ｓ１０１）。

また、マイナス、つまり、＜０の場合（Ｓ９３）の場合、Ｓ９５へ進む。つまり、予備力補正指令部１００４は、正味予備力で予備力が確保されていない（予備力未確保）と判断する。そして、予備力補正指令部１００４は、この結果を受けて、予備力か久保指令を出力する（Ｓ１１１）。

以上で、ステップＳ９～Ｓ１１、つまり、図１の予備力補正指令アルゴリズムに従った処理の説明を終わり、ステップＳ１２～Ｓ１４の予備力調整アルゴリズムに従った処理について、説明する。ステップＳ１２において、予備力調整部１００５は、予備力確保指令に従って予備力調整処理を実行し、この結果、予備力が確保されたかを判断する。この結果、予備力が確保される場合（Ｙｅｓ）、ステップＳ１０に進む。また、予備力が確保されない場合（Ｎｏ）、ステップＳ１３に進む。ステップＳ１３では、予備力調整部１００５は、電力取引市場への入札、つまり、電力取引所システム２０への入札データの送信はＮＧであると判断する。また、ステップＳ１４において、運用指令作成部１００６が、中央給電指令システム１２やプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂへ、発電プラントにおいて効率運転を実行する通知を出力する。なお、このステップＳ１４は、後述するように、運用指令作成部１００６からの予備力確保通知を受けた中央給電指令システム１２が実行してもよい。

このように処理する理由は、ステップＳ１２においても予備力が確保できていないためである。このことにより、当核発電プラントの出力を向上させたり、発電プラントの停止を回避したり、省エネルギー運転で発電プラントをより効率的に運転させたりすることが必要になってくるためである。特に、発電プラントの停回避においては、停電を防止することが可能になる。この停電防止（停止回避）については、プラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂでの制御内容として、追って説明する。

ここで、ステップＳ１２～Ｓ１４の予備力調整アルゴリズムに従った処理の具体例を、図８および図９を用いて説明する。なお、ここでは、一部ステップＳ１０やステップＳ１５にも言及する。

図８に示すように、ステップＳ１１で予備力確保指令が出力されている。予備力調整部１００５は、予備力確保指令に含まれる予備力の確保に必要な電力と、エリア発電プラント予備力、つまり、実予備力を比較する（Ｓ１２１）。これは、ステップＳ１２に該当するが、例えば、以下のように処理する。予備力調整部１００５は、Ｓ１２１に示すように、予備力確保指令に含まれる電力を「＋」とし、エリア発電プラント予備力を「－」として合算する。この結果、結果が０以上、つまり、≧０の場合（Ｓ１２２２）、Ｓ１０１へ進む。つまり、実予備力は確保しているとして、ステップＳ１０において、運用指令作成部１００６が予備力指令を出力する。また、マイナス、つまり、＜０の場合（Ｓ１２３）の場合、Ｓ１４１へ進む。本例では、運用指令作成部１００６が、中央給電指令システム１２に対して、予備力確保指令を送信する。

このＳ１４１、つまり、フローチャートのステップＳ１４で、中央給電指令システム１２は、予備力確保指令を受信する。そして、中央給電指令システム１２は、予備力確保指令に含まれる予備力の確保に必要な電力に応じて、エンジン機能選択ＳＷを起動する。つまり、予備力の確保に必要な電力の大きさに応じて、プラント停止回避アプリケーションあるいは燃焼効率向上アプリケーションのいずれかを作動させる。つまり、停電を回避する制御信号の生成と発電プラントでの燃焼を通常運転よりも向上させる制御信号の生成の切替を行う。この場合、予備力の確保に必要な電力が予め定めた値より大きい場合に、プラント停止回避アプリケーションを作動させ、かつ、ステップＳ１３へ進み市場への入札はＮＧであると判断させることが望ましい。

ここで、プラント停止回避アプリケーションおよび燃焼効率向上アプリケーションは、それぞれ発電プラントに対して、停止回避するようにもしくは燃焼効率向上させ、予備力確保指令に含まれる予備力の確保に必要な電力を発電できるよう制御する。このために、プラント停止回避アプリケーションは、送電網Ａでの停電を回避する制御信号を生成する。また、燃焼効率向上アプリケーションは、発電プラントでの燃焼を通常運転よりも向上させる制御信号を生成する。

さらに、この際、中央給電指令所システム１２の端末装置１４は、図９に示す表示画面を表示することが望ましい。本表示画面の上部には、図６と同様の電力量補正アルゴリズムに従った処理の内容を表示する。また、その下部にはプラント停止回避アプリケーション選択ボタンあるいは燃焼効率向上アプリケーション選択ボタンを表示する。このことで、エンジン機能選択ＳＷの代わりに、端末装置１４に対する利用者からの選択ボタンの指定に応じて、作動させるアプリケーションを特定してもよい。この際、利用者は、表示画面の上部を確認しながら選択することが可能になる。

また、エンジン機能選択ＳＷが作動する場合には、いずれのアプリケーションが作動中か判別可能なように、プラント停止回避アプリケーション選択ボタンあるいは燃焼効率向上アプリケーション選択ボタンを表示してもよい。そして、中央給電指令システム１２は、いずれかのアプリケーションでの処理に従って、各プラント制御システム１１ａ、１１ｂに、運転制御指令を出力する。なお、このＳ１４１については、プラント運用支援システム１０の予備力調整部１００５が実行してもよい。

これを受けて、各プラント制御システム１１ａ、１１ｂは、運転制御指令に従って、ボイラ設備、タービン設備、発電機設備などの自身が制御する発電プラントの各設備を制御する（Ｓ１４２）。そして、プラント制御システム１１ａ、１１ｂは、制御に応じた各発電プラントの運転状況を、イントラネット５０を介してプラント運用支援システム１０に送信する。

そして、プラント運用支援システム１０の予備力調整部１００５が、運転状況を用いて、エリア発電プラント予備力を算出する（Ｓ１４３）。そして、Ｓ１２１へ戻る。このように、図８に示すテップＳ１２～Ｓ１４の予備力調整アルゴリズムに従った処理は、ループ処理となる。このため、一定回数以上Ｓ１２３～Ｓ１４３を行っても、予備力が確保できない場合、Ｓ１２２へ処理を変更することが望ましい。つまり、ステップＳ１２において、予備力調整部１００５は、一定回数以上予備力調整処理を実行しても、確保できない場合、ステップＳ１３に進むことになる。この場合、ステップＳ１４の処理をステップＳ１２内で実行することとなる。

以上の予備力調整アルゴリズムに従った処理では、予備力確保指令と実予備力の差分を算出する。その上で、実予備力よりも大きい場合には、予備力は現場の各発電プラントにおいて確保されている判断することになる。このため、予備力指令値は正味予備力値として用いられる。この結果、最終的には、正味予備力値に基づく電力量が電力取引市場へ入札される。次に、図４に戻り、この内容を説明する。

つまり、ステップＳ１５において、運用指令作成部１００６は、上述のように算出された電力量および価格を含む入札データを、インターネット４０を介して、電力取引所システム２０に通知する。そして、ステップＳ１６において、電力取引所システム２０からＩ／Ｆ部１０４が約定結果を示す約定データを受信し、運用指令作成部１００６は約定したかを判断する。この結果、約定していない場合（Ｎｏ）、ステップＳ３に戻る。また、約定した場合、ステップＳ１７に進む。

ステップＳ１８において、運用指令作成部１００６は、中央給電指令システム１２やプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂへ、他エリア（送電網Ｂ）へ送電するような指令を送信する。この際、運用指令作成部１００６は、約定した入札データの電力量分を需要量に加えた発電量となるようにプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂへ通知する。また、運用指令作成部１００６は、中央給電指令システム１２へ、火力発電所１１０１や揚水発電所１１０２で発電された電力を、変電所において、送電網Ｂへ送電するよう制御するための指令を送信する。

このことにより、送電網Ａの火力発電所１１０１や揚水発電所１１０２で発電された電力のうち、入札データの電力、つまり、約定された電力が送電網Ｂに送電される。このため、該当の電力会社では、送電網Ａにおいて減少した売電収入を補填することが可能になる。

なお、ステップＳ１５における入札データは、電力、価格に幅を持たせ、電力取引所システム２０での約定においてその幅、つまり、範囲内で成立させるようにしてもよい。また、この幅は、下限ないし上限のみを特定するようにしてもよい。

以上で、本実施形態でのプラント運用支援システム１０の処理（図４）の説明を終了する。次に、発電プラントの停止回避を含む効率運転に関するプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂでの制御内容を説明する。ここでは、ステップＳ１４におけるプラント運用支援システム１０からプラント制御システム１１ａ、プラント制御システム１１ｂへ、効率運転制御の通知がなされているとの前提で説明する。但し、上述のように、効率運転制御の通知が、中央給電指令システム１２から出力されていてもよい。

まず、図１０にプラント制御システム１１ａの構成を示す。なお、プラント制御システム１１ｂもこれと同様である。上述したとおり、プラント制御システム１１ａは、コンピュータで実現される。このため、プラント運用支援システム１０と同様に、プラント制御システム１１ａは、処理部１１１、主記憶装置１１２、補助記憶装置１１３およびＩ／Ｆ部１１４を有する。これらの機能は、プラント運用支援システム１０と同様である。但し、Ｉ／Ｆ部１１４は、イントラネット５０、端末装置１７および制御対象である他社火力発電所３００１に接続される。

そして、プラント制御システム１１ａの主記憶装置１１２は、制御プログラム１１２１および停止回避予備力算出プログラム１１２２を記憶している。このため、処理部は、制御部および停止回避予備力算出部として機能できる。これら、各部はハードウエアとして実現してもよい。また。補助記憶装置１１３は、図4のステップＳ１０で特定可能な予備力１１３１を記憶している。

次に、図１１に、プラント制御システム１１ａが効率運転を行う場合のフローチャートを示す。まず、ステップＳ２１において、プラント制御システム１１ａのＩ／Ｆ部１１４が、効率運転制御の通知、つまり、運転指示を受信する。

次に、ステップＳ２２において、処理部１１１が制御プログラム１１２１に従って、つまり、制御部として、受信した運転指示が、運転向上を示すか、停止回避かを判断する。この結果、運転向上であれば、ステップＳ２３に進み、停止回避であればステップＳ２４に進む。

次に、ステップＳ２３において、処理部１１１が制御プログラム１１２１に従って、Ｉ／Ｆ部１１４を介して他社火力発電所３００１に対し、運転、つまり、燃焼効率を向上する制御信号を出力する。このことで、他社火力発電所３００１の運転の効率を向上できる。

また、ステップＳ２４において、処理部１１１が停止回避予備力算出プログラム１１２２に従って、図４のステップＳ１０で特定される予備力を取得する。具体的には、この予備力は、補助記憶装置１１３に記憶されている予備力１１３１であり、処理部１１１が停止回避予備力算出プログラム１１２２に従ってこれを読み出す。

次に、ステップＳ２５において、処理部１１１が停止回避予備力算出プログラム１１２２に従って、読み出した予備力１１３１を用いて、送電エリア（送電網Ａ)での停電を回避するための停止回避予備力を算出する。このために、例えば、処理部１１１は停止回避予備力算出プログラム１１２２に従って、予備力１１３１に対して、余力を持たせるように所定の係数を掛けるなどして、予備力１１３１を増加させる演算を実行する。

そして、処理部１１１が制御プログラム１１２１に従って、算出された停止回避予備力を満たすようなその出力を向上する運転となるような制御信号を、Ｉ／Ｆ部１１４を介して他社火力発電所３００１へ出力する。この結果、他社火力発電所３００１の稼働増強により、送電エリアにおける停電を回避できる。

次に、ステップＳ２７において、処理部１１１が制御プログラム１１２１に従って、他社火力発電所３００１の運転状況を、プラント運用支援システム１０へ通知する。以上で、効率運転に関するプラント制御システム１１ａの処理についての説明を終わる。

以上の実施形態では、様々な発電プラントの稼働状況を考慮した電力市場へ供給可能な電力量を算出している。また、プラントの目標売電収入に対してエリア電力需要の低減による売電収入の低下する場合において、その収入低減分を電力市場からの売電収入で補う仕組みを提供するものである。本実施形態では、特に、低減した売電収入量を電力量に換算する電力市場の相場レートを織り込んだ関数を用いて電力量を算出する。その上で、その電力量が仮に市場に供給した場合に受け入れられる電力量かについて同エリアの他発電所の稼働状況をシミュレーションした上でその精度を確保できる。このため、発電プラントの稼働状況が芳しくなく、電力市場に供給して場合においても、電力取引市場へ入札できると判定することも可能である。

さらに、仮に、いずれかの発電プラントの稼働状況が想定よりも高く、電力市場に供給してもそれほど高値で売電できない場合においては、別途電力量に補正係数をかけて望ましい電力量に下方修正して、入札を行うことが可能となる。

またさらに、本実施形態では、エリアの発電所の電源の正味予備力を算出するものである。この算出の方法としては、エリアの全電源の過去の発電パターンから当該時間帯の発電量の積算を実施することで導出されるΣ全電源容量から、以下の数値を差し引く。この数値は、気象予測に基づく再エネ変動量電力量算出アルゴリズムから導入される「エリアの気象予測に基づく再エネ変動吸収分の電源容量(無効電力)」と契約電力確定アルゴリズムに基づく契約電力量の合算値から求められるΣ電力需要である。

この正味予備力と上記のプラント最適運転計画支援システムから情報伝達される電力取引市場に供給する電力量の双方の差分を算出してえられる数値がプラスの場合においては、正味予備力が電力取引市場に供給するだけの電力量が十分にあることを示す。一方で値がマイナス場合においては、正味予備力に電力市場に供給できるほどの電力の余力がないこと示している。

さらに、予備力指令値もしくは予備力未確保指令値と火力制御システムから得られるリアルタイムのプラント出力から算出されるリアルな予備力と差分にて予備力よりも下回る場合においては、予備力指令に補正を省略できる。他方で、予備力指令値がリアルタイムの予備力よりも上回る場合においては、プラント制御システムにおける発電設機器それぞれの制御アルゴリズムに予備力確保のために、予備力確保のために発電プラントの出力を向上させる。その上で、現状の発電プラントにおける不足分の予備力を確保する。

また、予備力情報や正味予備力に基づき、電力取引市場への入札が可能になり、約定された売電収入がプラント運用支援システム１０に情報伝達されて、経済計算アルゴリズムにて当該電力会社もしくは発電プラントの売電収支を計算することも可能である。

なお、発電事業者にとっては、電力自由化の関係から電力取引市場を介した電力取引の差益収入は必要であって、その取引頻度は今後増加すると見込まれている。その上で、適切や時期と量を電力市場に投入することで利益最大化の事業活動を継続していく。

なお、本実施形態では、発電プラントの経済収支観点から基本収入である売電収入がエリア需要の落ち込みから低減された場合において、発電プラントが位置する当該エリアの他発電プラントの稼働状況をシミュレーションする。そして、電力取引市場に入札した場合に売電できる適切な電力量を確保する。このため、現場側の火力発電プラントにおける発電設備機器のそれぞれの制御アルゴリズムと協調しながら正味予備力を確保でき、その上でその正味予備力を電力取引市場に供給することで当該発電プラントの経済収支を目標売電収入に合わせこむことも可能となる。

また、発送電分離によって組織体制が見直されていく中では、タイムリーかつ確実な技術伝承が実施されない機運が高まることが容易に想定され得る。このため、本実施形態では、上述の処理内容や同様のシミュレーションを、電力会社の職員に対する教育題材として用いることも可能である。これは、本実施形態によれば、時間場所を問わずに熟練者の設備運用・保全の知見がデジタル化できる。そして、そのデジタル化情報を教育教材に変換し、最終的には研修センタ（例えば仮想空間上の教育ルームなど）において、一般電気事業者のみならず新電力事業者向けに教育講座を実施することができる。このため、本実施形態により、技術伝承を実現することができる。例えば、熟練者がリタイアした後においても技術伝承はなされ長期的な予防保全活動につながる。つまり、本実施形態を活用した教育ビジネスモデルを構築することもできる。

１０・・・プラント運用支援システム、１１ａ、１１ｂ・・・プラント制御システム、１２・・・中央給電指令システム、１３～１７端末装置、２０・・・電力取引所システム、３０・・・他社プラント制御システム、３１・・・端末装置、４０・・・インターネット、５０・・・イントラネット、７１・・・一般家庭、７２・・・ビル、７３・・・工場、１１０１・・・火力発電所、１１０２・・・揚水発電所、３００１・・・他社火力発電所

Claims (12)

1. 所定の送電エリアへ電力供給する発電プラントの運用を支援する発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記発電プラントが電力を供給する送電エリアにおけるエリア需要量を受け付ける受信部と、
   前記エリア需要量を用いて、前記発電プラントでの売電収入が所定基準以上に減少するかを判断する収支計算部と、
   前記売電収入が減少する場合、当該売電収入の減少分に応じて、前記発電プラントでの発電における電力量を含む入札データを作成する電力量補正部と、
   前記送電エリアにおける電力供給量および前記エリア需要量に基づき特定される前記送電エリアでの正味予備力と、前記入札データに含まれる電力量とを用いて、前記発電プラントに対して、予め定められた前記送電エリアおける予備力を確保するための予備力指令を出力する予備力補正指令部と、
   ネットワークを介して、前記入札データを電力取引所システムへ出力する送信部と、
   前記受信部が、前記電力取引所システムから前記入札データに対する取引が約定したことを示す約定データを受け付けた場合、前記送電エリアへの送電を当該当該約定データに応じた送電エリアへ切替えるための運用指令を作成する運用指令作成部を有することを特徴とする発電プラント運用支援システム。
2. 請求項１に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   （１）前記正味予備力により、前記予備力が確保されていない場合は、前記予備力補正指令部が、前記発電プラントに対する予備力を確保するための予備力確保指令を出力し、
   （２）前記正味予備力により、前記予備力が確保されている場合は、前記送信部が、前記入札データを出力することを特徴とする発電プラント運用支援システム。
3. 請求項２に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記予備力確保指令に応じて、前記予備力が確保された場合、前記送信部が、前記入札データを出力することを特徴とする発電プラント運用支援システム。
4. 請求項１に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記電力量補正部は、前記発電プラントの種類ごとに、前記エリア需要量に応じた発電パターンをシミュレーションして、前記売電収入の減少分に相当するベース入札データを補正して、前記入札データを作成することを特徴とする発電プラント運用支援システム。
5. 請求項４に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記電力量補正部は、前記発電プラントの種類ごとに、当該発電プラントで用いられる燃料単価を用いて、前記シミュレーションを実行することを特徴とする発電プラント運用支援システム。
6. 請求項１に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記エリア需要量は、前記送電エリアを構成するゾーンごとに予測される電力需要量に基づき予測されること特徴とする発電プラント運用支援システム。
7. 請求項１に記載の発電プラント運用支援システムにおいて、
   前記送電エリアの気象予測を用いて特定される、前記発電プラントに含まれる再生可能エネルギーによる発電プラントの変動分を包含する無効電力を算出し、当該無効電力を用いて、前記正味予備力を算出する正味予備力算出部をさらに有すること特徴とする発電プラント運用支援システム。
8. 前記ネットワークを介して、請求項１に記載の発電プラント運用支援システムと接続される発電プラント制御システムであって、
   前記発電プラント運用支援システムから前記運用指令を受信する受信部と、
   前記運用指令に応じて、当該発電プラント制御システムが制御する発電プラントに対する制御信号を作成する制御部を有することを特徴とする発電プラント制御システム。
9. 請求項８に記載の発電プラント制御システムにおいて、
   前記制御部は、前記送電エリアでの停電を回避する制御信号を生成することを特徴とする発電プラント制御システム。
10. 請求項９に記載の発電プラント制御システムにおいて、
    さらに、前記停電を回避するための停止回避予備力を算出する停止回避予備力算出部を有し、
    前記制御部は、前記停止回避予備力に基づき、当該発電プラント制御システムの出力を向上する制御信号を生成することを特徴とする発電プラント制御システム。
11. 請求項８に記載の発電プラント制御システムにおいて、
    前記制御部は、当該発電プラント制御システムが制御する発電プラントでの燃焼を通常運転よりも向上させる制御信号を生成することを特徴とする発電プラント制御システム。
12. 請求項８に記載の発電プラント制御システムにおいて、
    前記制御部は、前記送電エリアでの停電を回避する制御信号の生成および当該発電プラント制御システムが制御する発電プラントでの燃焼を通常運転よりも向上させる制御信号の生成を切替て実行することを特徴とする発電プラント制御システム。

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