JP4147421B2

JP4147421B2 - 熱併給発電設備の運用装置及び運用計画装置

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Publication number: JP4147421B2
Application number: JP2004222045A
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Inventors: 政治繁田; 崇博望月; 泰司武田; 日下　　智
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Publication date: 2008-09-10
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Description

本発明は、熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して契約した需要家に託送する熱併給発電設備の運用計画装置及び運用装置に関する。

熱併給発電設備は、蒸気と電力の両方を発生して需要先に供給する設備であり、例えば、ガスタービンと蒸気タービンと発電機とを一軸で連結し、ガスタービンの排熱により蒸気を発生させて蒸気タービンを駆動させる構成の一軸コンバインド発電設備が知られている。また、ガスタービンを用いない汽力式の熱併給発電設備も知られている。

このような熱併給発電設備において余剰電力が発生する場合、余剰電力を電力会社等の電気事業者（以下、電力会社と総称する。）の送電網を利用して、需要家に電力を託送する売電事業が行われている。このような電力託送は、需要家への電力の安定供給や余剰電力及び需要家の電力需要の変動を考慮し、託送電力に加えて電力会社から常時補給電力の供給を受けて需要家に供給する形態が一般的である。この場合、売電事業を行う特定規模電力事業者は、常時補給電力の供給を受ける電力会社との間で契約した同時同量の制約を守るため、託送電力量と需要家の電力使用量を常時監視し、需要と供給のバランスを守るように、熱併給発電設備の発電量を制御するようにしている。

ところで、ガスタービンを用いた発電設備の場合、空気密度などの大気条件により発電量が大きく変化することから、託送電力量と需要家の電力使用量との差が大きく変化する場合がある。一方、汽力式の熱併給発電設備の場合は、大気条件によっては発電量があまり変化しないが、電力需要の変化により発電量と電力需要との差が大きくなる場合もある。

これらの変動要因により、託送電力量と需要家の電力需要との差が大きくなると、電力会社から契約量以上の電力の供給を受けることになる。しかし、常時補給電力量は電力会社と事前に契約するもので、電力需要の変動に対応するものではないから、契約量以上の電力の供給を受けた場合、特定規模電気事業者は高額の補償金を支払わなければならない。したがって、特定規模電気事業者は、安定した電力源を確保して、需要家への売電料金を低コスト化する運営を図ることが重要となる。

従来、電力需要の変動に対応して発電量をバランスさせる熱併給発電設備の運用技術として、例えば、特許文献１では、熱併給ガスタービンコンバインドプラントにおいて、別に設けた低圧ボイラを用いて発電量を調整することが提案されている。この方法は、自社の工場における構内の電力需要と蒸気需要とを賄うためにガスタービンコンバインドプラントを用い、構内電力需要の不足分を電力会社から購入する方法であり、所謂、自家発電設備と称させれている。このような、自家発電設備の場合、構内で必要となる電力及び蒸気の価格を電力相当にて評価すると、高い順に、（電力会社からの購入電力）＞（ボイラによる蒸気）＞（コンバインドプラント発電設備による電気・蒸気）の関係になる。自家発電設備では、購入電力の低減が最も重要であることから、特許文献１のようにボイラを常時運転しておき、構内電力の需要増に対応して低圧ボイラにより発電量を増加させて、購入電力を低減することが有効である。

特開平１０−２６６８１２号公報

しかし、売電事業に用いる熱併給発電設備の場合は事情が異なってくる。つまり、需要家への供給電力は、熱併給発電設備からの託送電力と電力会社からの常時補給電力の合計になる。この常時補給電力の料金は、契約形態により種々の料金メニューが用意されている。また、託送電力の料金は、熱併給発電設備における発電単価に託送費用が加算される。そのため、常時補給電力と託送電力との電力料金を比較した場合、どちらが安いとは必ずしも言い切れない。さらに、熱併給発電設備の構内で必要な電力及び構内蒸気の費用の増減をも考慮する必要がある。

このことから、熱併給発電設備を用いる売電事業においては、電力会社との常時補給電力の低減を図ること、及び熱併給発電設備の高効率運用を図って、託送電力料金と常時補給電力料金の合計で決まる需要家への売電料金を低減することが重要になる。

本発明は、需要家への売電料金を低減できる熱併給発電設備の運用装置及び運用計画装置を実現することを課題とする。

上記の課題を解決するため、本発明は、熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う熱併給発電設備の運用装置において、前記補給電力が設定値を超えたとき、前記熱併給発電設備から供給する蒸気量を減らして前記託送電力を増加させて前記補給電力を前記設定値未満に保持するとともに、前記蒸気量の減少分を他の蒸気源により補う託送電力調整手段を設けたことを特徴とする。

この場合において、前記補給電力の設定値は、前記補給電力を前記設定値未満に保持することによる電力料金の減少分が、前記他の蒸気源により補う蒸気料金の増加分以上であることを基準に設定されることが好ましい。

すなわち、託送電力を増加させて常時補給電力を低減させた場合の需要家への売電料金を算出し、次に、託送電力を増加させたことによる他の蒸気源により補う場合の蒸気料金を算出する。そして、売電料金の減少分と蒸気料金の増加分とを比較し、売電料金の減少分が上回るように補給電力の設定値を決める。その結果、託送電力の託送費用の増加と、常時補給電力費用の減少と、熱併給発電設備の構内で必要な構内蒸気の費用の増加を総合的に加味して、売電料金を低減することができる。その結果、売電事業におけるコストを削減することができる。

また、上記の場合において、補給電力が設定値以上になる時期を予測する予測手段を設けることが好ましい。この予測手段は、余剰電力の変動を少なくとも気象予報に基づいて予測し、その予測に基づいて補給電力が設定値以上になる時期を予測するようにすることができる。これによれば、他の蒸気源の蒸気量の増加を事前に準備することができる。

さらに、上記の場合において、熱併給発電設備の発電出力特性が大気温度あるいは大気圧力等の条件により大きく変化する場合には、それらの大気条件をパラメータとして託送可能な発電量を求め、これに基づいて補給電力が設定値以上になる大気条件を求め、その大気条件に基づいて熱併給発電設備の抽気量を減らす制御を行うようにしてもよい。なお、大気条件に代えて、適用する熱併給発電設備の発電出力特性を左右する特有のパラメータを適用することができる。

また、本発明は、熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う熱併給発電設備の運用装置において、前記熱併給発電設備から供給する蒸気量を減らして前記託送電力を増加させることにより前記補給電力を低減させるとともに、前記蒸気量の減少分を他の蒸気源により補う託送電力調整手段を備えてなり、該託送電力調整手段は、前記補給電力を低減させることによる電力料金の減少分が、前記他の蒸気源により補う蒸気料金の増加分以上のときに、前記託送電力を増加させることを特徴とする。

さらに、上記課題を解決する本発明の熱併給発電設備の運用計画装置は、熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う運用計画装置であって、前記託送電力を増加させて前記補給電力を低減させることによる前記需要家への売電料金の減少分を算出する第１の手段と、前記託送電力を増加させることによる前記熱併給発電設備から供給する蒸気量の減少分を他の蒸気源により補うことによる蒸気料金の増加分を算出する第２の手段と、前記第１の手段により算出した前記売電料金の減少分が前記第２の手段により算出した前記蒸気料金の増加分以上の条件を満たす前記補給電力を決定する第３の手段とを備えてなることを特徴とする。

本発明によれば、売電に係る電気料金を低減できる熱併給発電設備の運用装置を実現することができる。

以下、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。図１に、熱併給発電設備を用いた発電事業ないし売電事業の代表例として、一軸コンバインド発電設備を用いたシステム構成図を示す。熱併給発電設備を所有する発電事業者１０１は、特定規模電気事業者１０２と契約し、電力会社の送電網１０３を介して需要家１０４に電力を供給するようになっている。

発電事業者１０１が所有する熱併給発電設備は、空気圧縮機１により圧縮された燃焼用空気を用いて燃料を燃焼器２で燃焼し、その燃焼ガスでガスタービン３を駆動するようになっている。また、ガスタービン３の燃焼排ガスの熱を排熱回収ボイラ６により回収し、排熱回収ボイラ６で発生した蒸気により蒸気タービン５を駆動するようになっている。ガスタービン３と発電機４と蒸気タービン５は一軸に連結され、ガスタービン３及び蒸気タービン５で軸を回して発電機４を駆動するようになっている。一方、排熱回収ボイラ６に導かれて排熱回収されたガスタービン３の排ガスは大気へ放出される。排熱回収ボイラ６で発生した蒸気は蒸気タービン５に供給され、蒸気タービン５を駆動した排気は復水器７にて冷却水により冷却されて復水される。その復水は、給水ポンプ８を介して排熱回収ボイラ６に再び給水される。蒸気タービン５に供給される蒸気の流量は、蒸気加減弁２０により調節される。蒸気タービン５の中段から抽気加減弁２１を介して抜き出される抽気蒸気は、蒸気ヘッダ２２を介して工場等の構内の蒸気需要先へ供給される。蒸気ヘッダ２２には、他の蒸気源である補助ボイラ３０が接続されている。この補助ボイラ３０は、通常は構内蒸気需要先の蒸気需要の一部を賄うものであるが、ガスタービン３の起動時に蒸気タービン５に蒸気を導き、起動を助けるためにも使用される。

また、本発明の熱併給発電設備の運用装置は、蒸気源制御装置４０とプラント制御装置４１を含んで構成されている。蒸気源制御装置４０とプラント制御装置４１は、本発明の特徴に係る託送電力調整手段を構成し、熱併給発電設備から構内へ送る蒸気の抽気量を調整して託送電力量Cを調整する。蒸気源制御装置４０は、プラント制御装置４１の指令に基づいて、他の蒸気源である補助ボイラ３０の燃料量を制御して、発生蒸気量を調整する。これらの蒸気源制御装置４０とプラント制御装置４１により、託送電力量と構内の蒸気量の両方を、需要に合わせて制御するようになっている。

また、プラント制御装置４１には、熱併給発電設備の発電出力特性、構内電力需要、構内蒸気需要及び気象予報を用いた予測装置４２が設けられている。予測装置４２は、数時間先や翌日等の運転計画を行い、例えば、大気温度が設定温度Ｔを越える時間が事前に把握できる。したがって、必要な時間に補助ボイラ３０の蒸気を利用できるようにプラント制御装置４１から蒸気源制御装置４０に対し事前に指令を与えておくことができる。

このように構成される熱併給発電設備を用い、発電事業者１０１は構内の電力需要と蒸気需要とを賄う一方で、構内で使用する電力を越える余剰電力は特定規模電気事業者１０２が購入する形で送電網１０３に供給される。特定規模電気事業者１０２は、送電網１０３を所有する電力会社に送電を委託して、購入した余剰電力を託送電力として需要家１０４に供給する。また、特定規模電気事業者１０２は、需要家１０４に対する電力安定供給や託送電力の変動を考慮して、託送電力Ｃ以外に送電網１０３を所有する電力会社から常時補給電力Ｄの供給を受け、その両者を併せた電力を需要家１０４に供給するようにしている。特定規模電気事業者１０２は、送電網１０３を所有する電力会社との同時同量の契約を守るため、託送電力Ｃ及び需要家１０４の電力使用量（Ｃ＋Ｄ）を計測器１０５、１０６により所定時間ごとに監視し、需要と供給のバランスを守るように発電出力指令を発電事業者１０１に連絡するようにしている。

このように構成される熱併給発電設備の運用について説明する。まず、本発明の熱併給発電設備の運用についての基本的な考え方を説明する。プラント全体のエネルギー効率を考えた場合、蒸気源であるボイラによる蒸気供給は、ガスタービンを用いたコンバインド発電設備等に比べると一般に熱効率が低い。したがって、ボイラを長時間運転する運用は、省エネルギーの観点から好ましくない。これらのことを考慮し、発電事業における電力及び蒸気の価格を電力相当にて評価した場合、価格の高い順位に並べると、下記のような評価となる。

外売り電力：電力会社からの常時補給電力＞託送電力（発電原価＋託送料）
または、
：電力会社からの常時補給電力＜託送電力（発電原価＋託送料）
構内需要：ボイラによる蒸気＞コンバインド発電設備による電気・蒸気
これらのことから、売電事業を考えた場合、構内需要におけるコスト低減、例えば、コンバインド発電設備などの熱併給発電設備の高効率運用が自家発電設備以上に重要であることがわかる。

一方、電力会社からの常時補給電力の電力料金は、
電力料金＝（基本料金）＋（従量料金）
であり、基本料金は契約電力の大きさにより決定され、従量料金は受電した電力量に応じて決定される。基本料金は、一般的に以下のように計算される。

基本料金＝料金単価×契約電力×（185−力率）／100
また、契約電力（常時補給電力）は、昼夜を問わず年間を通しての使用電力実績の中での最大電力で決められる。そのため、一年間の内に僅かな期間でも他の期間に比べて電力使用が極端に大きい場合などは、この時の最大電力が契約電力となるため、年間を通じた基本料金が高額になる傾向がある。したがって、託送電力量と電力需要量との差が大きい一定期間に熱併給発電設備の発電量を確保し、常時補給電力の最大値を低減することにより、売電ビジネスにおけるコストを削減することができる。ただし、託送電力を増加させたことによる構内蒸気等の蒸気量の減少分を、他の蒸気源により補う場合の蒸気料金が、電力料金の減少分が上回る場合に限る。

ここで、図１の熱併給発電設備を用い、本発明の特徴である託送電力量Ｃの変動の抑制ないし増加制御の運用方法の一実施例を具体的に説明する。

まず、熱併給発電設備の起動時においては、図示していない起動装置によりガスタービン３を回転させる。ガスタービン３の負荷が上昇し始めても、しばらくの間は排熱回収ボイラ６から十分な蒸気が発生しないため、蒸気タービン５は空転して風損が生じ、これによる温度上昇により熱応力が発生する。そこで、蒸気タービン５のグランドシール用蒸気や脱気器加温用蒸気、クーリング蒸気等、プラント起動時に不可欠となる起動用蒸気３１を補助ボイラ３０から供給する。この起動時の蒸気供給は、蒸気ヘッダ２２に接続して設けられた補助蒸気ヘッダ３３、補助蒸気供給弁３２を通じて供給される。プラントが起動し、必要な蒸気が確保されると補助蒸気供給弁３２は閉止される。

起動が完了し、熱併給発電設備から蒸気が供給できるようになると、発生した蒸気は蒸気ヘッダ２２に供給され、補助ボイラ３０からの蒸気と合わせて構内の需要先に蒸気が供給される。このときの蒸気の供給量は、構内の電力需要とは無関係に、構内蒸気需要を満足するように運転される。なお、蒸気需要及び電力需要に余裕のある時期であれば、補助ボイラ３０は停止してもよい。

一方、発電機４により発電された電力Ａは、構内電力需要Ｂが差し引かれ、残りの余剰電力が託送電力量Ｃとして送電網１０３へ供給される。託送電力量Ｃは計測器１０５によって特定規模電気事業者１０２に常時監視されており、需要家１０４の電力需要に見合った発電出力指令が発電事業者１０１に伝えられる。発電事業者１０１は、プラント制御装置４１により、構内需要を満足しながら特定規模電気事業者１０２からの指令に従って託送電力量Ｃを調整する。

特定規模電気事業者１０２は、需要家１０４に安定した電力を供給する義務があるため、需要家１０４の電力需要に合わせて電力会社から常時補給電力Dの供給を受けて、託送電力量Ｃに加えて需要家に送電する。この常時補給電力Ｄは、事前の契約で定められることから、託送電力量Ｃが変動した場合、あるいは需要家１０４の電力需要が変動した場合に、常時補給電力Dの契約量以上の電力の供給を受けることがある。この場合、特定規模電気事業者１０２は、電力会社に対して高額の補償金を支払わなければならない。そこで、基本的には契約量以上の常時補給電力Dを受けることがないように、特定規模電気事業者１０２は託送電力量Ｃの変動を抑制するとともに、需要家１０４の電力需要の変動に応じて託送電力量Ｃを増加させるように運用する。

図２に、図１の熱併給発電設備の大気温度に対する電力及び蒸気の出力特性を示す。ここでは、説明の都合上、発電設備の出力特性が大気温度の高温時に出力が低下するコンバインド発電設備を用いた。また、構内の電力需要及び蒸気需要は年間を通じて一定と仮定した。図２において、右下がりの実線２０１は、構内の蒸気需要量の全量を賄った場合のコンバインド発電設備の発電出力特性から、構内の電力需要量を差し引いた託送電力Cの出力特性を示している。また、右下がりの破線２０２はコンバインド発電設備からの抽気を減少させた場合の託送電力Cの出力特性を示している。なお、プラント全体として考えた場合、コンバインド発電設備により電力及び蒸気を賄った方が高効率となるため、図中の実線２０１上で運転することが好ましい。

しかし、後述するように、コンバインド発電設備を用いた売電ビジネスにおいては、補給電力の最大値を設定値Ｑ未満に保持する方が、需要家への売電料金に反映されるトータルコストを低減できる場合がある。例えば、補給電力の設定値Ｑに対応する大気温度がＴの場合、大気温度がT以上のときにはコンバインド発電設備の抽気量を減少させ、その減少分Δｓに相当する発電出力の増分Δｍを託送電力Cに回して、補給電力の最大値を設定値Ｑ未満に保持するように運用する。

つまり、大気温度がＴより高くなると、補助ボイラ３０を起動して、抽気量の減少分Δｓに相当する蒸気量を補助ボイラ３０からの送気で賄う。これに伴い、コンバインド発電設備の抽気量を減少させて発電量を増加させる。このときの制御は、補給電力が設定値Ｑ未満になるように、補助ボイラ３０を大気温度の関数により制御する。その結果、補給電力最大値を抑えると同時に、補助ボイラ３０による蒸気の補給量を極力低減させて、契約電力のコスト削減と同時に省エネルギーも合わせて達成でき、トータルコストを低減できる。

具体的には、図２において、大気温度ｔ、補給電力最大値の設定値Ｑ、構内の蒸気需要の全量をコンバインド発電設備が賄った場合の不足電力Δｍ、補給電力を設定値Ｑを守るようにコンバインド発電設備の抽気を減少した場合の構内蒸気の不足量Δｓであるとする。このとき、プラント制御装置４１は、補給電力最大値Ｑを守るようにコンバインド発電設備の発電出力を増加させる。また、コンバインド発電設備の抽気量の減少分Δｓを補助ボイラ３０で補うように、プラント制御装置４１と蒸気源制御装置４０により、コンバインド発電設備の抽気量と、補助ボイラ３０からの送気量を調整する。これにより、託送電力量、構内電力需要及び構内蒸気需要に合わせた運転が可能となる。

ここで、予測装置４２により、コンバインド発電設備の発電出力特性、構内電力需要、構内蒸気需要について、気象予報を用いて数時間先、あるいは翌日等の運転計画を行うことにより、大気温度がＴを越える時間を事前に把握できる。そこで、必要な時間帯に補助ボイラ３０の蒸気を利用できるように、プラント制御装置４１から蒸気源制御装置４０に対して事前に指令を与えておくようにすることが好ましい。これによれば、補助ボイラ３０の運転時間を細かく調整できるため、プラント全体としてのエネルギ効率を向上させる運用が可能となる。

なお、補助ボイラ３０が既に起動している構内ボイラであり、かつ構内ボイラに余剰蒸気がある場合は、特に起動準備は不用となるため、必要な蒸気量に迅速に対応させることが可能となる。

また、大気温度がＴより低い時期においても、補助ボイラ３０の燃料単価と補給電力料金とを比較し、ボイラ用燃料単価の方が安く利益を得られる場合には、補給電力の設定値Ｑ以下の範囲においても補助ボイラ３０を稼働して、託送電力Ｃの補充を行うことができる。

上述したように、本実施例によれば、常時補給電力が設定値Ｑを超えたとき、熱併給発電設備から構内へ供給する蒸気量を減らして託送電力Ｃを増加させて常時補給電力を設定値Ｑ未満に保持するとともに、蒸気量の減少分を補助ボイラ３０により補うようにしているから、需要家への売電料金を低減できる。

また、予測装置４２により、常時補給電力が設定値Ｑ以上になる時期を予測することができる。この場合、予測装置４２は、託送電力Ｃである余剰電力の変動を少なくとも気象予報に基づいて予測し、その予測に基づいて常時補給電力が設定値Ｑ以上になる時期を予測していることから、補助ボイラ３０の蒸気量の増加を事前に準備することができる。

また、常時補給電力が設定値Ｑを超えたときに、構内蒸気量を減らして託送電力Ｃを増加させる調整に代えて、大気温度をパラメータとして、大気温度がＴを超えた程度に応じて構内蒸気量を減らして託送電力Ｃを増加させる調整を行うことができる。

さらに、本実施例を変形して、プラント制御装置４１により、補給電力を低減させることによる電力料金の減少分が、補助ボイラ３０により補う蒸気料金の増加分以上のときに、託送電力Ｃを増加させるように調整することができる。

図３に、需要家１０４の電力需要が季節によって一定期間増加する場合に、本発明の運用を適用した実施例２を示す。図２の場合と同様、構内の電力需要及び蒸気需要は一定と仮定して説明する。また、説明を簡単にするため、コンバインド発電設備が発電可能な発電量は期間によらず一定とした。図３の実施例では、期間a〜bの間のみ需要家の電力需要が増加しており、この時期をベースとして常時補給電力の契約を行うと契約電力が通常期と比較して高くなってしまう。本実施例では、日付による一定期間a〜bの間だけ補助ボイラ３０から蒸気を供給して、コンバインド発電設備の発電量を増加させる。これにより、補給電力最大値Ｑが他の期間と同等になり、契約電力のコスト削減を達成できる。

図４に、本発明に係る熱併給発電設備の運用計画の実施例のフローチャートを示す。本実施例は、図１の熱併給発電設備を用いた売電事業における売電料金を低減するための熱併給発電設備の運用計画の手順を示している。まず、コンバインド発電設備の設置場所（構内）における電力と蒸気の需要、及びコンバインド発電設備による発電量と蒸気の抽気量の許容能力に基づいて、需要家に売電できる余剰電力を算出し、これに基づいて電力会社から購入する常時補給電力の最大値Ｑを求める（Ｓ１）。そして、求めた補給電力の最大値Ｑに基づいて、需要家に提示する年間の電力契約料金（売電料金）を算出する（Ｓ２）。次に、蒸気を供給できる補助ボイラ３０等の他の蒸気源の有無を確認する（Ｓ３）。他の蒸気源が有る場合は、その蒸気源が供給できる蒸気量に相当するコンバインド発電設備の抽気量の減少分により増加できる発電量の増分を求めるとともに、他の蒸気源を起動するタイミングを検討する（Ｓ４）。このとき、抽気量の減少分に比較して他の蒸気源の送気容量が大きい場合は、全ての蒸気の送気を他の蒸気源に割り当てて、コンバインド発電設備を抽気なしで運用することを検討することにより、補給電力量を減らしやすい。なお、図４は、図２の実施例１の運用方法を計画する方法を示していることから、大気温度のみをパラメータとして示している。しかし、これに限らず、大気圧力等、コンバインド発電設備の出力特性に影響を及ぼすパラメータを複数設定し、それぞれの特性を考慮することができる。

次に、補助ボイラ３０を利用して削減されたコンバインド発電設備の抽気量の減少に伴い、コンバインド発電設備からの託送電力の増加分を考慮して、補給電力最大値Ｑを見直す（Ｓ５）。見直した補給電力最大値Ｑと託送電力を用いて、年間の電力契約料金を再計算し、ステップＳ２で計算した電力契約料金からの低減料を算出する（Ｓ６）。次に、補助ボイラ３０からの送気量の増加に伴う燃料費等の増加分をコストアップとして計算する（Ｓ７）。そして、電力契約料金の低減料と燃料費等の増加分とを比較して、トータルコストが削減されるかどうか確認する（Ｓ８）。コスト削減できれば、その運用方法を採用して蒸気源制御装置４０の制御手順を設定するとともに、年間の電力契約料金を採用して需要家と契約する。一方、コスト削減できない場合、あるいは、コスト削減が少ない場合には、ステップＳ４に戻って再度条件を見直して検討をする。

一方、ステップＳ３の判断で、他の蒸気源が無い場合には、ボイラを新たに設置する場合について検討するため、ボイラを追加する場合のコストを仮定する（Ｓ１１）。そして、ステップＳ４に戻って、上述と同様の手順でステップＳ５〜Ｓ７を実行し、ボイラ新設に伴う諸費用の増加分と、電力契約料金の低減料と燃料費等の増加分とを比較して、トータルコストが削減されるかどうか確認する（Ｓ８）。コスト削減できれば、その運用方法を採用して、ボイラを新設するとともに、蒸気源制御装置４０に制御手順を設定する。そして、年間の電力契約料金を採用して需要家と契約する。一方、コスト削減できない場合、あるいは、コスト削減が少ない場合には、ステップＳ１１に戻ってボイラの追設費用等の条件を見直して検討をする。

ステップＳ８からステップＳ４又はＳ１１に戻る見直しを所定回実行しても、コスト削減できない場合は、補助ボイラ３０の利用または新たなボイラの設置を中止する。

このように、本実施例の運用計画法によれば、熱併給発電設備から供給する蒸気量を減らして託送電力を増加させることにより補給電力を低減させるとともに、蒸気量の減少分を他の蒸気源により補うにあたって、補給電力を低減させることによる電力料金の減少分が、他の蒸気源により補う蒸気料金の増加分以上のときに、託送電力を増加させる運用を計画している。その結果、託送電力の託送費用の増加と、電力会社に支払う常時補給電力費用の減少と、熱併給発電設備の構内で必要な構内蒸気の費用の増加を考慮して、売電に係る電力料金を低減することができる。その結果、売電ビジネスにおけるコストを削減することができる。

このような運用の検討を、電力会社との常時補給電力の契約前に実施しておくことで、電力託送する場合の特定規模発電事業者と需要家との間で契約する年間の電力量金を大幅に見直すことが可能となり、売電事業を進める上で大きなメリットとなる。言い換えれば、構内電力需要と構内蒸気需要と託送電力量を賄う熱併給発電設備において、構内の必要な送気量を確保しつつ、需要家の電力需要と託送電力量のギャップが大きい条件時にも、託送電力量を確保すると共に、電力会社との契約電力の低減が図れるため、売電ビジネスにおいて非常に有効な手段となる。

なお、上記の各実施例では、他の蒸気源として、起動用に設けられた補助ボイラ３０または新たにボイラを設置する場合を検討対象にしたが、本発明はこれに限られるものではない。例えば、蒸気需要のある工場等では複数のボイラを所有していることが多いため、それらの工場内の余剰ボイラや休止中のボイラからの蒸気を利用することができる。この場合、ボイラの起動にある程度の時間を要するため、予測装置４２を用いて蒸気供給が必要となる時間に合わせてボイラの起動準備をすることが好ましい。また、熱併給発電設備の近くの工場から蒸気を購入できる場合は、購入蒸気を他の蒸気源として検討することができる。

また、本発明を適用できる熱併給発電設備は、図１のコンバインド発電設備に限定されるものではなく、汽力発電設備等の他の発電形態にも適用できる。また、上述した発電設備の種類、形態、型式、構成、組み合わせ、設備の容量等は、単なる説明例に過ぎない。

本発明に係る熱併給発電設備の一実施の形態を用いた発電事業のシステム構成図である。本発明に係る熱併給発電設備と他の蒸気源の運用方法の一実施例を説明する図である。本発明に係る熱併給発電設備と他の蒸気源の運用方法の他の実施例を説明する図である。本発明に係る熱併給発電設備の運用計画を検討する一実施例のフローチャートである。

符号の説明

１圧縮機
２燃焼器
３ガスタービン
４発電機
５蒸気タービン
６排熱回収ボイラ
７復水器
２０蒸気加減弁
２１抽気加減弁
２２蒸気ヘッダ
３０補助ボイラ
３２補助蒸気供給弁
３３補助蒸気ヘッダ
４０蒸気源制御装置
４１プラント制御装置
４２予測装置
１０１発電事業者
１０２特定規模電気事業者
１０３送電網
１０４需要家
１０５計測器
Ａ発電量
Ｂ構内需要
Ｃ託送電力
Ｄ常時補給電力

Claims

熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う熱併給発電設備の運用装置において、
前記補給電力が設定値を超えたとき、前記熱併給発電設備から供給する蒸気量を減らして前記託送電力を増加させて前記補給電力を前記設定値未満に保持するとともに、前記蒸気量の減少分を他の蒸気源により補う託送電力調整手段を設けたことを特徴とする熱併給発電設備の運用装置。
前記補給電力が設定値以上になる時期を予測する予測手段を設けてなる請求項１に記載の熱併給発電設備の運用装置。
前記予測手段は、前記余剰電力の変動を少なくとも気象予報に基づいて予測し、該予測に基づいて前記補給電力が設定値以上になる時期を予測することを特徴とする請求項３に記載の熱併給発電設備の運用装置。
熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う熱併給発電設備の運用装置において、
前記熱併給発電設備から供給する蒸気量を減らして前記託送電力を増加させることにより前記補給電力を低減させるとともに、前記蒸気量の減少分を他の蒸気源により補う託送電力調整手段を備えてなり、
該託送電力調整手段は、前記補給電力を低減させることによる電力料金の減少分が、前記他の蒸気源により補う蒸気料金の増加分以上のときに、前記託送電力を増加させること特徴とする熱併給発電設備の運用装置。
熱併給発電設備の余剰電力を他の電力事業者の送電網を利用して需要家に託送するとともに、託送電力と前記需要家の需要電力との差分を前記他の電力事業者の補給電力で賄う熱併給発電設備の運用計画装置であって、
前記託送電力を増加させて前記補給電力を低減させることによる前記需要家への売電料金の減少分を算出する第１の手段と、前記託送電力を増加させることによる前記熱併給発電設備から供給する蒸気量の減少分を他の蒸気源により補うことによる蒸気料金の増加分を算出する第２の手段と、前記第１の手段により算出した前記売電料金の減少分が前記第２の手段により算出した前記蒸気料金の増加分以上の条件を満たす前記補給電力を決定する第３の手段とを備えてなる熱併給発電設備の運用計画装置。