JP5452714B2 - 発電計画作成装置 - Google Patents

Description

本発明は、発電計画を作成する発電計画作成装置に関する発明である。

発電計画作成装置に関する従来技術として、たとえば特許文献１および特許文献２が存在する。

特許文献１に係る技術では、電力需要カーブ毎の発生確率とその需要カーブでの発電コストの積の和を目的関数とし、０，１変数である火力発電機の起動停止変数を実数変数に緩和する。そして、需給バランス制約、予備力制約および起動停止計画の時間的な連続性の制約条件を追加する。そして、二次計画法を用いて発電コスト期待値を最小化する起動停止計画および負荷配分計画を、同時に作成する発電所運用計画を作成する。

また、特許文献２に係る技術では、演算装置が、自動的に、等λ法または増分燃料費比による計算方法を用いて、各火力発電機の設備最大出力を上限制約、設備最低出力を下限制約とした時間単位の出力配分を実施する。そして、その出力配分結果における単位時間毎の各火力発電機出力値が、各火力発電機の機器制約として決められる、連動バンド、除外バンドのいずれに所属するか判別する。そして、単位時間毎の各火力発電機の出力バンドを決定し、その後に、連動除外バンド振分の結果を元に各火力発電機の出力バンド上下限を上下限制約として設定する。そして、再度等λ法または増分燃料費比による計算方法を用いて、最終的な出力配分を行う。

特開２００７−２２８６７６号公報 特開２００９−２２１３７号公報

しかしながら、特許文献１に係る技術では、需給バランス制約と予備力制約といった計画単位時間と同じ間隔の制約条件を考慮している。しかしながら、計画単位時間より短い時間に対する制約条件は考慮していない。実際の運用を想定した場合、短時間の負荷変動に対応できる計画を作成するため発電機ごとの短時間調整力を考慮する必要がある。

また、特許文献２に係る技術では、発電機の出力可能範囲で出力変化速度の速い出力帯と遅い出力帯が存在することを考慮しており、計画単位時間の間隔で出力帯の変更が可能かどうか確認している。しかしながら、各発電機の短時間での調整力や短時間の負荷変動へ対応できるかどうか考えられていない。

そこで、本発明は、短時間の負荷変動に対する追従性を考慮した発電計画を作成することができる、発電計画作成装置を提供することを目的とする。

上記の目的を達成するために、本発明に係る発電計画作成装置は、計画単位時間毎の発電機の発電計画を作成する発電計画作成装置であって、前記発電機の出力変化速度を含む発電機データと、短時間調整容量データとを含む、設定データを入力するデータ入力処理部と、前記データ入力処理部に入力された、前記発電機データに含まれる前記出力変化速度と前記短時間調整容量データとを用いて、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態を決定する起動停止処理部と、前記起動停止処理部で決定された結果を、結果データとして出力するデータ出力処理部とを、備えており、前記短時間調整容量データは、前記計画単位時間よりも短く、異なる時間の長さである短時間単位時間で考慮された、負荷変動を表すデータである。

本発明に係る発電計画作成装置は、計画単位時間毎の発電機の発電計画を作成する発電計画作成装置であって、前記発電機の出力変化速度を含む発電機データと、短時間調整容量データとを含む、設定データを入力するデータ入力処理部と、前記データ入力処理部に入力された、前記発電機データに含まれる前記出力変化速度と前記短時間調整容量データとを用いて、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態を決定する起動停止処理部と、前記起動停止処理部で決定された結果を、結果データとして出力するデータ出力処理部とを、備えており、前記短時間調整容量データは、前記計画単位時間よりも短く、異なる時間の長さである短時間単位時間で考慮された、負荷変動を表すデータである。

上記構成の発電計画作成装置では、発電機毎の短時間調整力を扱うため、得られた発電計画では短時間の負荷変動に対する追従性が考慮されている。したがって、実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を、当該発電計画作成装置は計画することができる。

この発明の目的、特徴、局面、および利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによって、より明白となる。

本発明の実施の形態１に係る発電計画作成装置のブロック図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成装置の構成図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの火力発電機基本データを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの火力発電機コストデータを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの起動パターンを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの停止パターンを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの最小停止時間を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の設定データの最小運転時間を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の短時間調整力を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の予測負荷データを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の予備力関連データを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の予備力関連データを説明するためのイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の短時間調整容量関連データを説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係る発電計画作成の短時間調整容量関連データを説明するためのイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る起動停止処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る起動停止基本条件判定処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る起動停止基本条件判定処理の停止条件確認時間を説明するためのイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る起動停止基本条件判定処理の連続停止条件確認時間を説明するためのイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る短時間調整力条件判定処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る修正計画候補策定処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る状態遷移検討処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る修正計画候補策定処理の状態遷移を説明するためのイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの起動停止状態を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの発電機の出力を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの発電機の運転予備力を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの発電機の下げ代を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの発電機の短時間調整力（増加）を説明するための図である。 本発明の実施の形態１に係るデータ出力処理の結果データの発電機の短時間調整力（減少）を説明するための図である。 従来技術による計画結果の起動停止状態を説明するための図である。 従来技術による計画結果の発電機の出力を説明するための図である。 従来技術による計画結果の発電機の短時間調整力（増加）を説明するための図である。 従来技術による計画結果の発電機の短時間調整力（減少）を説明するための図である。 本発明の実施の形態２に係る発電計画作成の設定データの火力発電機基本データ（ゾーン対応）を説明するための図である。 本発明の実施の形態２に係る発電計画作成の設定データの火力発電機ゾーンデータを説明するための図である。 本発明の実施の形態２に係る発電計画作成の設定データのゾーンを説明するための図である。 本発明の実施の形態２に係る発電計画作成の設定データの短時間調整容量関連データを説明するための図である。 本発明の実施の形態２に係る出力配分処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態２に係るゾーン補正処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態３に係る発電計画作成装置のブロック図である。 本発明の実施の形態３に係る発電計画作成のフローチャートである。 本発明の実施の形態３に係る発電計画作成の設定データを説明するための図である。 本発明の実施の形態３に係る揚水計画処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態３に係る揚水計画補正処理のフローチャートである。 本発明の実施の形態４に係る発電計画作成の設定データの分散電源基本データを説明するための図である。 本発明の実施の形態４に係る発電計画作成の設定データの出力推定スケジュールを説明するための図である。 本発明の実施の形態４に係る発電計画作成の設定データの出力推定偏差データを説明するための図である。 本発明の実施の形態４に係る発電計画作成の設定データの出力推定短時間偏差データを説明するための図である。 本発明の実施の形態５に係る発電計画作成の設定データの蓄電池データを説明するための図である。

以下、この発明をその実施の形態を示す図面に基づいて具体的に説明する。

＜実施の形態１＞
図１は、本実施の形態に係る発電計画作成装置１００およびデータ格納部１３の構成を示すブロック図である。

図１に示す発電計画作成装置１００では、発電計画作成に必要な設定データ６を読み込む、データ入力処理部７を備える。設定データ６は、データ格納部１３に格納されている。なお、設定データ６には、計画条件データ１と発電機データ２、需要データ３、予備力関連データ４、短時間調整容量関連データ５を少なくとも含んでいる。

さらに、図１に示す発電計画作成装置１００は、データ入力処理部７から読み込んだ設定データ６に基づいて短時間調整容量を考慮し、計画単位時間に対する発電機の起動停止状態を決定する、起動停止処理部８を備えている。

また、図１に示す発電計画作成装置１００は、起動停止処理部８が決定した各発電機の起動停止状態にもとづき、最適な出力配分を行う、出力配分処理部９を備える。

また、図１に示す発電計画作成装置１００は、各処理部８，９の結果から結果データ１２を出力する、データ出力処理部１０を備えている。結果データ１２は、データ格納部１３に格納される。なお、結果データ１２には、起動停止処理部８の結果と出力配分処理部９の結果とから作成した、発電計画結果データ１１が少なくとも含まれている。

図２に、一般的なハード装置の構成を示す。コンピュータ２２は、ＣＰＵ２３、主記憶装置２４および補助記憶装置２５から構成されている。また、出力装置２８は、コンピュータ２２からの出力結果を表示する。

図１に示すデータ入力処理部７は、ユーザがデータ入力を行うためのものであり、例えば図２に示すキーボードやマウスなどの入力装置２１により実現できる。図１に示すデータ格納部１３は、設定データ６と結果データ１２を保管するためのものであり、例えば図２に示す主記憶装置２４、補助記憶装置２５、ネットワーク２６、外部記憶装置２７のいずれか、あるいは複数を組み合わせて実現できる。

起動停止処理部８と出力配分処理部９とは、コンピュータ２２の内部演算処理としてＣＰＵ２３上を用いて実現できる。各処理部８，９における各処理は、例えばそれぞれプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものである。ＣＰＵ２３は、主記憶装置２４上のデータを読み込み、前記各処理を行い、その結果を主記憶装置２４上に格納する。

データ出力処理部１０は、例えば起動停止処理部８と出力配分処理部９により作成した結果データ１２をユーザが確認するため、図２に示すディスプレイ等の出力装置２８に表示する機能を有する。また、データ出力処理部１０は、結果データ１２を保管するため、当該結果データを補助記憶装置２５に格納する機能を有する。あるいは、データ出力処理部１０は、結果データ１２を保管するため、ネットワーク２６を経由して、当該結果データ１２を外部記憶装置２７に格納してもよい。

図３に、本実施の形態に係る発電計画作成装置１００で処理される発電計画作成方法のフロー図を示す。

まず、図３に示すフロー図で、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行し、例えば入力装置２１から入力された設定データ６を読み込む。当該読み込まれた設定データ６は、主記憶装置２４上に展開される。あるいは、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行し、補助記憶装置２５上に保存されているデータ（例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイル）の中から入力装置２１によって指定されたものを読み込んでもよい。当該読み込まれたデータは、主記憶装置２４上に展開される。あるいは、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行し、外部記憶装置２７に保存されているデータ（例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイル）の中から入力装置２１によって指定されたものをネットワーク２６経由で読み込んでもよい。当該読み込まれたデータは、主記憶装置２４上に展開される。

図３に示すデータ入力処理Ｓ１では、計画条件データ１として少なくとも計画期間と計画単位時間、短時間単位時間を読み込む。例えば、計画期間は１週間、計画単位時間は１時間といった長さである。短時間単位時間は計画単位時間より短く、異なる時間の長さであり、例えば５分といった長さである。あるいは、短時間単位時間は３分でもよく、１分でもよく、１秒でもよい。また、１つに限らず、複数の異なる時間（５分と１分）を考慮してもよい。

図３に示すデータ入力処理Ｓ１では、発電機データ２として少なくとも火力発電機データを読み込む。火力発電機データは例えば、図４の火力発電機基本データ３１と、図５の火力発電機コストデータ３２と、図６の起動パターン３３と、図７の停止パターン３４とが含まれる。

図４の火力発電機基本データ３１に示す最大出力・最小出力は、各発電機が出力可能な範囲を表しており、次の式（１）で表される。

なお、式（１）では、ｔが時間、ｉが発電機の個別番号、Ｐｍｉｎが最小出力、Ｐｍａｘが最大出力、Ｕが発電機の起動停止状態（起動＝１、停止＝０）、Ｐが発電機の出力をそれぞれ表している。

図５の火力発電機コストデータ３２に示す燃料費特性は、各火力発電機が運転する場合に消費する燃料のコスト（燃料コスト）を求めるための特性であり、例えば次の式（２）のような二次式で表される。

なお、式２では、ＦＣｏｓｔが燃料コスト、Ｆａ，Ｆｂ，Ｆｃが発電機毎の燃料コスト計算式の係数をそれぞれ表している。

図６に示す起動パターン３３は、各火力発電機が起動する場合に取る固定した出力パターンの一例である。図７に示す停止パターン３４は、火力発電機が停止する場合にとる固定した出力パターンの一例である。

図５の火力発電機コストデータ３２に示す起動費は、各火力発電機が起動する際に必要となるコストを求めるための特性であり、例えば次の式（３）のような二次式で表される。

なお、式（３）では、ＳＣｏｓｔが発電機の起動費、Ｈが発電機の起動前の連続停止時間、Ｓａ，Ｓｂ，Ｓｃが発電機毎の起動費計算式の係数をそれぞれ表している。

本実施の形態において、火力発電機が運転するために必要なコストの計算式について、燃料コストと起動費で表現した基本的な式を次の式（４）に表す。

なお、式（４）で、Ｃｏｓｔは計画におけるコストを表し、ＴＵは計画対象となる火力発電機の集合を表す。

図４の火力発電機基本データ３１に示す最小停止時間は、運転している各火力発電機が一度停止した後、停止し続けなければならない最小の時間である。図４の火力発電機基本データ３１に示す最小運転時間は、停止している各火力発電機が一度起動した後、運転し続けなければならない最小の時間である。図８の符号３５に最小停止時間の一例を示し、図９の符号３６に最小運転時間の一例を示す。

図４の火力発電機基本データ３１に示す短時間調整容量対象は、各火力発電機が短時間調整容量の計算対象となるかどうかを表す。「０」の場合は非対象、「１」の場合は対象を表す。

図４の火力発電機基本データ３１に示す出力変化速度は、各発電機が短時間で出力変化可能な値である。各発電機の出力変化速度から計算する短時間調整力は、次の式（５）で表される。

なお、式（５）では、Ｒａｔｅが発電機の出力変化速度を表し、Ｔ＿ＬＥＮＧＴＨが計画条件データ１に含まれる短時間単位時間で、短時間調整力を計算するための単位時間を表している。

実際の短時間調整力は、発電機における出力可能な範囲での出力変化を考えるため、最大出力と最小出力の間での出力変化を考える。次の式（６）で表される短時間調整力（増加側）は、例えば図１０の符号３７、次の式（７）で表される短時間調整力（減少側）は、例えば図１０の符号３８が該当する。

なお、式（６）と式（７）では、Ｔｆｌａｇは発電機ｉが短時間調整容量対象「１」か否「０」かを表す変数で、他の発電機データと同様に保存してある。

上記以外にも、各発電機の作業計画として、定期点検などの作業により停止しなければならない期間や、出力一定で運転しなければならない期間のデータが含まれることもある。また、系統の安定のために一定範囲の出力を維持しなければならないという場合や、使用可能な燃料の量に制限がある場合もある。

需要データ３は、少なくとも図１１に示すような予測負荷データ４１を含む。予測負荷データ４１は、例えば原子力など計画対象外の供給力分を除いたものであり、計画単位時間ごとの値で表される。一般に、発電計画では、負荷（＝需要）に対して発電機からの供給力が一致する必要があり（需給バランス制約）、需給バランス制約は次の式（８）で表される。

なお、式（８）では、Ｄが予測負荷データ４１を表す。

図１２は予備力関連データであり、少なくとも運転予備力データ４２、下げ代データ４３を含む。ここでは、運転予備力データ４２と下げ代データ４３は、計画単位時間で考慮すべき負荷変動の予測値を表すものである。運転予備力と下げ代は、例えば図１３の予備力関連データイメージ４４で表される。

運転予備力データ４２は、予測負荷データ４１に対して、実際の負荷が増加する可能性のある電力の幅を表し、計画単位時間ごとに与えられる。発電計画では、発電機が各時間で出力増加可能な電力の合計が運転予備力を上回るように考慮され、その関係（運転予備力制約）を次の式（９）に表す。

なお、式（９）では、Ｒｕｐが運転予備力データ４２を表す。

下げ代データ４３は、予測負荷データ４１に対して、実際の負荷が減少する可能性のある電力の幅であり、計画単位時間ごとに与えられる。発電計画では、発電機が各時間で出力減少可能な電力の合計が下げ代を上回るように考慮され、その関係（下げ代制約）を次の式（１０）に表す。

なお、式（１０）では、Ｒｄｏｗｎが下げ代データ４３を表す。

図１４は、短時間調整容量関連データであり、少なくとも短時間調整容量データ４５を含む。ここでは、短時間調整容量データ４５は、短時間単位時間で考慮すべき負荷変動の予測値を表すものであり、予測負荷に対して増加側と減少側の両方がある。短時間調整容量の考え方は、例えば図１５の短時間調整容量関連データイメージ４６に表される。発電計画では、各発電機による短時間調整力の合計が、短時間調整容量を上回るように考慮され、その関係（短時間調整容量制約）を次の式（１１）、式（１２）に表す。

なお、式（１１）で、Ｆｕｐは短時間調整容量（増加）を表し、式（１２）で、Ｆｄｏｗｎは短時間調整容量（減少）を表す。複数の異なる短時間単位時間を考慮する場合は、式（６）、式（７）、式（１１）、式（１２）は、それぞれのＴ＿ＬＥＮＧＴＨに応じて計算すればよい。

次に、図３に示すフロー図では、起動停止処理部８が、前記データ入力処理部７で読み込んだ設定データ６をもとに、各発電機の起動停止状態を決定するため起動停止処理Ｓ２を実行する。例えば、起動停止処理Ｓ２は、プログラムとして図２に示す主記憶装置２４上に展開したものを、ＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を実行し、その結果を主記憶装置２４上に格納する。

図１６に示すフロー図は、起動停止処理部８の処理フローを表す。本実施の形態では、例えば文献（Ｃｈａｏ−ａｎ Ｌｉ，Ｒａｙｍｏｎｄ Ｂ. Ｊｏｈｎｓｏｎ，Ａｌｖａ Ｊ. Ｓｖｏｂｏｄａ，“Ａ ｎｅｗ ｕｎｉｔ ｃｏｍｍｉｔｍｅｎｔ ｍｅｔｈｏｄ”，Ｐｏｗｅｒ Ｓｙｓｔｅｍｓ，ＩＥＥＥ Ｔｒａｎｓａｃｔｉｏｎｓ ｏｎ Ｖｏｌ．１２，Ｎｏ.１，Ｆｅｂｒｕａｒｙ １９９７）で紹介されているＵｎｉｔ Ｄｅｃｏｍｍｉｔｍｅｎｔ法（ＵＤ法）の考え方を利用する。

図１６に示すフロー図では、起動停止処理部８が、初期計画作成処理Ｓ２０１を実行する。初期計画作成処理Ｓ２０１は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものである。初期計画作成処理Ｓ２０１は、主記憶装置２４上のデータを読み込み、計画対象の発電機すべてを対象に運転可能な時間を運転状態と設定し、それ以外の時間を停止状態と設定し、主記憶装置２４に格納する。運転可能でない時間、つまり停止状態となる時間は、例えば設定データ６により作業による停止期間と指定されている時間が該当する。

次に、図１６に示すフロー図では、起動停止処理部８が、修正計画未策定の発電機がある間（Ｓ２０２）、起動停止基本条件判定処理Ｓ２０３、短時間調整力条件判定処理Ｓ２０４、修正計画候補策定処理Ｓ２０５を実行する。これらの処理（Ｓ２０３〜Ｓ２０５）は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、それぞれの処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

図１７に、本実施の形態に係る起動停止基本条件判定処理Ｓ２０３のフロー図を示す。当該処理Ｓ２０３では、まず時間ｔを「０」に設定し（処理Ｓ２２１）、全時間が終了するまで（処理Ｓ２２２）、計画単位時間毎に基本条件の判定を実行する。基本条件の判定用に停止条件Ｓｔｏｐと連続停止条件ＣＳｔｏｐとを用意し、ともに「１」で初期化（処理Ｓ２２３）する。ここで、「１」がそれぞれ停止可能、連続停止可能を意味し、「０」がそれぞれ不可を意味する。

時間ｔがすでに停止状態であれば起動しないため、判定対象外と判断（処理Ｓ２２４）して、次の時間へと移る（処理Ｓ２３１）。時間ｔが運転状態の場合、停止あるいは連続停止可能かどうかを判定する。

図１８は、本実施の形態にかかる停止可否判定処理Ｓ２２５に関するイメージ図である。停止可否判定処理Ｓ２２５では、時間ｔ−１まで運転しており、時間ｔに停止することを想定した判定を行う。この場合、実際には対象の発電機に停止パターンがあれば時間ｔから停止パターンに入り、最小停止時間以上停止した後に起動可能となる。そこで、下式（１３）に表す停止条件確認時間（図１８の符号５１）の期間に対して、停止した場合に制約違反が発生しないかどうかを確認する。確認内容には、少なくとも需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約を満たすことが含まれる。例えば、需給バランス制約は、時間ｔでは対象発電機の出力が停止パターンの出力に変化し、他の運転している発電機が出力を変化させることで需給バランスを満たすことができるかどうかで判断する（処理Ｓ２２６）。停止が不可の場合は、停止条件Ｓｔｏｐを「０」に設定する（処理Ｓ２２７）。

図１９は、本実施の形態にかかる連続停止可否判定処理Ｓ２２８に関するイメージ図である。連続停止可否判定処理Ｓ２２８では、時間ｔ−１が停止であり、時間ｔも停止することを想定した判定を行う。この場合、時間ｔを停止とするため、ｔ＋１以降で起動する。そこで、下式（１４）に表す連続停止条件確認時間（図１９の符号５２）の期間に対して、連続停止した場合に制約違反が発生しないかどうかを確認する。確認内容には、少なくとも需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約を満たすことが含まれる。例えば、需給バランス制約は、時間ｔでは対象発電機の出力が「０」に変化し、他の運転している発電機が出力を変化させることで需給バランスを満たすことができるかどうかで判断する（処理Ｓ２２９）。連続停止が不可の場合は、連続停止条件ＣＳｔｏｐを「０」に設定する（処理Ｓ２３０）。

次に、図２０に、短時間調整力条件判定処理Ｓ２０４のフロー図を示す。当該処理では、まず時間ｔを「０」に設定（処理Ｓ２４１）し、全時間が終了するまで（処理Ｓ２４２）計画単位時間毎に、短時間調整力条件の判定を実行する。短時間調整力条件の判定用に、短時間増加容量条件Ｆｕｐと短時間減少容量条件Ｆｄｏｗｎとを用意し、ともに「１」で初期化（処理Ｓ２４３）する。ここで、「１」がそれぞれ容量に問題なしを意味し、「０」がそれぞれ容量に問題ありを意味する。

時間ｔが、すでに停止状態であれば起動することはないため、判定対象外と判断（処理Ｓ２４４）して、次の時間へと移る（処理Ｓ２５１）。時間ｔが運転状態の場合は容量の問題有無を判定する。

本実施の形態では、初期状態として運転可能な発電機は、すべて運転状態としているため、短時間調整容量制約を満たせない時間がある場合もある。例えば、運転状態の発電機が多い場合、各発電機の出力が小さくなってしまい、短時間調整力（減少）が十分に確保できないことがある。そこで、短時間調整容量制約に対する違反が悪化しないことを、判定条件とする。例えば、もともと短時間調整容量が不足し、違反している時間では、停止により違反量が増加しなければ、停止を許容する。一方、事前に短時間調整容量を満たしている時間では、停止により短時間調整力が減少しても制約に違反しなければ、停止を許容する。以上の考え方に基づき、短時間調整容量（増加）判定処理Ｓ２４５を実行し、増加容量が悪化する場合（処理Ｓ２４６）は、処理Ｓ２４７により短時間増加容量条件Ｆｕｐを「０」に設定する。次に、短時間調整容量（減少）判定処理Ｓ２４８を実行し、減少容量が悪化する場合（処理Ｓ２４９）は、処理Ｓ２５０により短時間減少容量条件Ｆｄｏｗｎを「０」に設定する。

次に、図２１に、修正計画候補策定処理Ｓ２０５の詳細なフロー図を示す。本実施の形態では、例えば動的計画法（ＤＰ：Ｄｙｎａｍｉｃ Ｐｒｏｇｒａｍｍｉｎｇ）の考え方を利用する。

まず、時間ｔを「０」に設定（処理Ｓ２６１）し、初期コストを「０」に設定（処理Ｓ２６２）した後、初期状態から選択可能な運転状態／停止状態に遷移した場合、それぞれの状態遷移検討（処理Ｓ２６３）を実行する。

図２２に、状態遷移検討のフロー図を示す。まず、処理Ｓ３０１により、対象時間ｔｔの前時間が起動パターン、あるいは停止パターンであるかどうかを確認する。このとき、対象時間ｔｔが「０」の場合、前時間は初期状態となる。前時間がパターンであれば時間ｔｔに選択可能な起動停止状態は唯一となるため、処理Ｓ３０２により、その状態ｎｓ１を取得する。次に、処理Ｓ３０３により、その場合のコスト変化を計算し、処理Ｓ３０４により、前時間のコストｐｒｅＣｏｓｔにコスト変化を加えた値を計算する。

発電機毎のコスト変化の計算式を、下式（１５）に、全体でのコスト変化の計算式を下式（１６）に示す。策定対象機の場合、停止して出力が「０」になった場合や起動パターン、あるいは停止パターンになることで出力が変化する場合に、もとの出力でのコストと変化後の出力でのコストとの差分がコスト変化である。また、時間ｔｔで起動費が変化する場合は、該当分も考慮する。影響を受ける他の発電機の場合、対象機の出力変化（増／減）と逆方向に同量の出力変化が生じるので、その出力変化によるコストの差分がコスト変化である。

なお、式（１５）で、Ｐ’は検討後の出力、Ｕ’は検討後の起動停止状態を表す。

図２２に示すフロー図において、時間ｔｔの前時間がパターンでなかった場合、前時間が起動状態かどうかで分岐する（処理Ｓ３０５）。前時間が起動状態の場合、そのまま連続運転する場合と停止する場合を検討する。まず、時間ｔｔが運転しており（処理Ｓ３０６）、連続運転する場合は、処理Ｓ３０７により遷移先の状態ｎｓ2を取得し、処理Ｓ３０８によりコスト変化を計算し、処理３０９により前時間のコストにコスト変化を加えて計算する。

次に、前時間までに最小運転時間以上の長さの連続運転をしているかどうかを、確認する（処理Ｓ３１０）。最小運転時間以上の連続運転を行っていれば、さらに停止可能かどうかを確認する。処理Ｓ３１１により短時間増加容量条件が問題なく（Ｆｕｐ＝１）、かつ短時間減少容量条件が問題なく（Ｆｄｏｗｎ＝1）、かつ処理Ｓ３１２により停止が可能（Ｓｔｏｐ＝1）であることが確認できたとする。このときは、時間ｔｔで停止可能であり、処理Ｓ３１３により遷移先の状態ｎｓ３を取得し、処理Ｓ３１４によりコスト変化を計算し、処理Ｓ３１５で前時間のコストにコスト変化を加えて計算する。

図２２に示すフロー図において、時間ｔｔの前時間が停止状態の場合、そのまま連続停止する場合と起動する場合を検討する。処理Ｓ３１６により短時間増加容量条件が問題なく（Ｆｕｐ＝1）、かつ短時間減少容量条件が問題なく（Ｆｄｏｗｎ＝１）、かつ処理Ｓ３１７により連続停止が可能（ＣＳｔｏｐ＝１）であることを確認できたとする。このときには、時間ｔｔで連続停止可能であり、処理Ｓ３１８により遷移先の状態ｎｓ４を取得し、処理Ｓ３１９によりコスト変化を計算し、処理Ｓ３２０により前時間のコストにコスト変化を加えて計算する。

次に、時間ｔｔの前時間までに最小停止時間以上の長さの連続停止をしているかどうかを、確認する（処理Ｓ３２１）。最小停止時間以上の連続停止を行っていれば、もとの計画において時間ｔｔで運転状態であったかどうかを確認し（処理Ｓ３２２）、運転状態であれば起動可能である。処理Ｓ３２３により遷移先の状態ｎｓ５を取得し、処理Ｓ３２４によりコスト変化を計算し、処理Ｓ３２５により前時間のコストにコスト変化を加えて計算する。

次に、図２１に示すフロー図において、状態遷移検討を実行した時間ｔ以降について、最終時間になる（処理Ｓ２６４）まで、状態遷移検討を行う。次に、処理Ｓ２６５により、時間ｔで選択可能な状態を抽出する。選択可能な状態が残っている間（処理Ｓ２６６）は、処理Ｓ２６７により選択可能な状態の中から一状態ｓｔを選択し、処理Ｓ２６８により状態ｓｔにおけるコストを抽出し、処理Ｓ２６９により時間ｔ＋１の状態遷移検討を実行する。すべての抽出した状態に対する状態遷移検討を実行した後、時間ｔをｔ＋１に置き換え（処理Ｓ２７０）、再び状態遷移検討を実行する。以上のＤＰ法による状態遷移検討のイメージ図を、図２３において状態遷移検討イメージ６１として示す。

図２１に示すフロー図において、すべての時間の状態遷移検討が終了した後、処理Ｓ２７１により最終時間でコスト最小となる状態を選択し、処理Ｓ２７２により該当の状態となる各時間の状態遷移を抽出する。抽出した状態遷移（今回の処理Ｓ２７２の結果）が、もとの計画（処理Ｓ２０１の結果または、直前の処理Ｓ２７２の結果）でのコストより改善（処理Ｓ２７３）していれば、処理Ｓ２７４により対象発電機の修正計画候補として設定する。コストが改善しなければ、対象発電機の修正計画候補はなしとなる（処理Ｓ２７５）。

次に、図１６に示すフロー図では、すべての発電機の修正計画候補が策定された後、起動停止処理部８が処理Ｓ２０６により修正計画候補の有無を確認し、候補があれば処理Ｓ２０７により経済性をもっとも改善する修正計画候補を反映する。

経済性の判定条件としては、発電機ごとの最大出力の違いを考慮するため、例えば下式（１７）に示すように、コスト変化と対象発電機の出力の変化量とを基準に考え、出力変化量あたりのコスト変化を参照する方法が考えられる。

次に、図１６に示すフロー図では、修正した起動停止状態に従い、起動停止処理部８が処理Ｓ２０８により出力仮配分処理を実行する。出力仮配分処理Ｓ２０８の処理内容については、後述の出力配分処理部９による処理Ｓ３と同様である。出力仮配分処理Ｓ２０８では、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行し、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。出力仮配分処理Ｓ２０８を実行後、再び全発電機を再検討の対象とし（処理Ｓ２０９）、処理を繰り返す。

以上の一連の計画修正候補策定と反映を繰り返し、修正計画候補がなくなった場合、起動停止処理部による起動停止状態の作成は終了となる。起動停止処理により作成した起動停止状態の一例を、図２４に示す起動停止状態イメージ７１として示す。起動停止状態イメージ７１において、「１」が起動を表し、「０」が停止を表す。

次に、図３に示すフロー図では、出力配分処理部９が、前記起動停止処理部８で作成した起動停止状態をもとに、各発電機の出力を決定するため出力配分処理Ｓ３を実行する。例えば、出力配分処理Ｓ３は、プログラムとして図２に示す主記憶装置２４上に展開したものを、ＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を実行し、その結果を主記憶装置２４上に格納する。

出力配分の既存手法として、例えば二次計画法を用いることで、少なくとも需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約といった計画単位時間の制約条件を設定し、これらの条件を満足し、かつコスト最小化を実現する出力配分を行うことができる。本実施の形態では、さらに短時間調整容量制約を考慮する。

図３に示す出力配分処理Ｓ３では、少なくとも需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約といった計画単位時間の制約条件を考慮する。さらに、短時間調整容量制約を考慮するため、発電機それぞれが各時間で最大出力と最小出力、および出力変化速度から短時間調整力を計算する。出力配分を行う上で、制約違反が発生しないことが望ましいが、設定データ６によっては、違反が発生する場合もある。制約違反が発生する場合でも、違反量ができるだけ小さくなるような解を得るため、違反量に対する仮想コストを定義し、コスト最小となる出力配分を行う。このため、基本のコスト計算式を、次の式（１８）のように変更する。

なお、式（１８）において、Ｃｏｓｔ’は改良したコスト、ＤｅｖＤは需給バランス制約違反量の絶対値、ＰｒｉＤは需給バランス制約違反に対する仮想単価、ＤｅｖＲｕｐは運転予備力制約違反量、ＰｒｉＲｕｐは運転予備力制約違反に対する仮想単価、ＤｅｖＲｄｏｗｎは下げ代制約違反量、ＰｒｉＲｄｏｗｎは下げ代制約違反に対する仮想単価、ＤｅｖＦｕｐは短時間調整容量制約（増加）違反量、ＰｒｉＦｕｐは短時間調整容量制約（増加）違反に対する仮想単価、ＤｅｖＦｄｏｗｎは短時間調整容量制約（減少）制約違反量、ＰｒｉＦｄｏｗｎは短時間調整容量制約（減少）違反に対する仮想単価を表す。これらの仮想単価は必要に応じて設定データ６に含む。

以上の出力配分処理Ｓ３により、計画単位時間の制約（少なくとも、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約）を考慮し、かつ、短時間調整容量制約を考慮して、コストＣｏｓｔ’を最小化する出力配分を行うことができる。出力配分処理Ｓ３では、最後に結果を主記憶装置２４上に格納し、処理を終了する。

上記出力配分処理部９における出力配分処理Ｓ３により求まった各発電機の計画単位時間毎の出力の一例を、図２５に示す出力結果イメージ７２として示し、運転予備力の一例を、図２６に示す運転予備力結果イメージ７３として示し、下げ代の一例を、図２７に示す下げ代結果イメージ７４として示す。前記以外に、各発電機が保持可能な短時間調整力（増加／減少）についても求めた結果の一例を、図２８に示す短時間調整力（増加）結果イメージ７５と図２９に示す短時間調整力（減少）結果イメージ７６として示す。

当該示した結果と比較するため、従来技術を用いて短時間調整容量を考慮せず作成した場合の起動停止状態の一例を、図３０に示す従来起動停止状態イメージ７７として示し、出力の一例を、図３１に示す従来出力結果イメージ７８として示し、短時間調整力（増加）の一例を、図３２に示す従来短時間調整力（増加）結果イメージ７９と示し、短時間調整力（減少）の一例を、図３３に示す従来短時間調整力（減少）結果イメージ８０として示す。

図３２と図３３に示されるように、従来技術で作成した結果では、短時間調整容量が不足していることが分かる。不足する原因は、短時間調整容量制約を満たすために運転が必要な時間において、図３０に示す結果で発電機Ｄと発電機Ｅとが停止していることにある。以上から、起動停止状態を作成する処理において、短時間調整力を考慮して起動停止状態を検討し、出力配分を実行する必要があることが分かる。

次に、図３に示すフロー図では、データ出力処理部１０が、前記出力配分処理部９の結果をもとに、データ出力処理Ｓ４を実行する。例えば、データ出力処理Ｓ４は、プログラムとして図２に示す主記憶装置２４上に展開したものを、ＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を実行する。

データ出力処理Ｓ４が対象とする結果データ１２は、少なくとも発電計画結果データ１１を含む。発電計画結果データ１１には、少なくとも各発電機の計画単位時間ごとの起動停止状態と出力、短時間調整力が含まれる。また、発電計画結果データ１１には、各発電機の燃料消費量やコストが含まれていてもよい。

データ出力処理Ｓ４は、例えば出力装置２８（例えばディスプレイ）を用いて、主記憶装置２４から読み込んだ結果データ１２を、ユーザに対して表示する。あるいは、データ出力処理Ｓ４は、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、補助記憶装置２５に保存してもよい。あるいは、データ出力処理Ｓ４は、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、ネットワーク２６経由で外部記憶装置２７に保存してもよい。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、発電機毎の短時間調整力を扱うため、得られた発電計画では短時間の負荷変動に対する追従性が考慮されている。したがって、実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を、当該発電計画作成装置１００は計画することができる。

また、本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、出力配分処理部９をさらに備え、データ出力処理部１０は、出力配分処理部９で決定された結果をも結果データとして出力する。したがって、必要な短時間調整容量を満たしつつ、かつ発電機の運転に必要なコストが最小となるような出力配分処理を行うことができる。

また、本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、起動停止処理部８は、上述の起動停止基本条件判定処理と、上述の短時間調整力条件判定処理と、上述の修正計画候補策定処理とを実施する。したがって、短時間調整容量を考慮して発電機の停止可否を判定することができ、当該発電機の運転に必要なコストが最小となるような起動停止処理を、行うことができる。

また、本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、起動停止処理部８は、上記各処理を繰り返し実施し、当該繰り返し実施の結果、最もコストが低い前記所定の解を、計画単位時間に対する発電機の起動停止状態として決定する。したがって、計画全体における運転に必要なコストが最小となる起動停止状態を、作成することができる。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、図３に示すフロー図を用いて発電計画を作成する装置について説明した。しかし、本発明はこれに限らず、本発明は、図３に示すフロー図の各処理の実行手段としてコンピュータを機能させるためのプログラムであってもよい。また、本発明は、当該プログラムを記憶する記録媒体（例えば、ハードディスクに格納されているプログラム）であってもよい。さらに、当該プログラムを記録したコンピュータで読み取り可能な記憶媒体は、ハードディスクのほかにＣＤ−ＲＯＭやＭＯ等の記憶媒体であってもよい。

＜実施の形態２＞
本実施の形態に係る発電計画作成装置１００の構成は、図１に示す構成図と同じである。本実施の形態に係る設定データ６は、実施の形態１で説明した設定データ６の内容に加えて、少なくとも火力発電機のゾーンの情報を含む。本実施の形態を実現するために必要な装置は例えば図２と同様であり、本実施の形態における全体の処理フローは実施の形態１と同様に図３で表される。

図３に示すフロー図では、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行し、例えば入力装置２１から入力された火力発電機のゾーンの情報を含む設定データ６を読み込み、主記憶装置２４上に展開する。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、補助記憶装置２５上に保存されているデータの中から入力装置２１によって指定されたものを読み込み、主記憶装置２４上に展開してもよい。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、外部記憶装置２７に保存されているデータの中から入力装置２１によって指定されたものを、ネットワーク２６経由で読み込み、主記憶装置上２４に展開してもよい。

発電機には、それぞれ１つ以上のゾーンが存在し、設定データ６として、図３４の火力発電機基本データ（ゾーン対応）１０１と図３５の火力発電機ゾーンデータ１０２が存在する。当該火力発電機ゾーンデータ１０２には、ゾーンの情報として、ゾーン出力上限、ゾーン出力下限、出力変化速度、短時間調整容量対象、およびゾーンの切り替え時間のデータを、少なくとも含む。実施の形態１では、短時間調整容量対象と出力変化速度を火力発電機基本データとして扱ったが、実施の形態２では、短時間調整容量対象と出力変化速度を、各発電機のゾーンごとのデータとして扱うこととし、火力発電機基本データ（ゾーン対応）１０１から省いている。

ゾーンは、火力発電機の機器の特性により生じる出力帯であり、例えば図３５の火力発電機ゾーンデータ１０２に示すゾーン出力上限、ゾーン出力下限で表される。各ゾーン（図３６では、ゾーン１、ゾーン２、ゾーン３）は、例えば図３６のゾーンイメージ１０３で表され、次の式（１９）に、各ゾーンの上下限と、発電機の最大出力・最小出力との関係を表す。

なお、式（１９）では、ｚがゾーンの番号、ＰＺｍａｘはゾーン上限、ＰＺｍｉｎはゾーン下限をそれぞれ表している。発電機の出力を連続的に変更させることができるのは、同じゾーン内のみであり、異なるゾーンの範囲で出力するためには、ゾーンの切り替えが必要となる。ゾーンを切り替えるため、例えば図３５の火力発電機ゾーンデータ１０２に示す切り替え時間の間、機器を調整する必要があるため、頻繁にゾーンを変更するような運用は行わないことが望ましい。

発電機毎の短時間調整力は、発電機が短時間で出力変化可能な値であり、ゾーンを切り替える時間より短い時間での変化を考える。そのため、本実施の形態では、短時間調整力を同一ゾーン内で考えることとし、火力発電機基本データは、例えば図３４の火力発電機基本データ１０１となり、出力変化速度は、例えば図３５の火力発電機ゾーンデータ１０２に示すようにゾーンごとの値とする。また、同様に短時間調整容量対象かどうかの設定に関しても、ゾーンごとの値とする。本実施の形態での短時間調整力を次の式（２０）の形で表す。

発電機が各時間で選択するゾーンは異なるため、短時間調整力を計算するための出力変化速度のゾーン番号は時間毎に異なる。また、ゾーン上下限による影響を考慮する必要もあるため、実際の短時間調整力は、例えば図３７の短時間調整力（増加・ゾーン考慮）１０４と短時間調整力（減少・ゾーン考慮）１０５とで、表される。下式（２１）は、本実施の形態における短時間調整力（増加側）の計算式を表し、下式（２２）は、本実施の形態における短時間調整力（減少側）の計算式を表す。

発電機が各時間で選択するゾーンは異なるため、短時間調整容量対象かどうかを判断するゾーン番号も時間毎に異なる。

次に、本実施の形態における短時間調整容量制約についてゾーンを反映した形で、下式（２３）、下式（２４）に表す。

本実施の形態における起動停止処理Ｓ２は、実施の形態１同様に図１６で表され、本実施の形態における起動停止基本条件判定処理Ｓ２０３も同様に、図１７で表される。本実施の形態における短時間調整力条件判定処理Ｓ２０４の処理フローも、実施の形態１同様に図２０で表されるが、短時間調整力の計算にゾーンを考慮する点が、本実施の形態と実施の形態１とで異なる。本実施の形態では、式（２３）、式（２４）で表される短時間短時間調整容量制約に対する違反が、悪化しないことを確認する。

次に、本実施の形態における修正候補策定処理Ｓ２０５は、実施の形態１同様に図２１で表される。ゾーンによる影響は、前記短時間調整力判定処理Ｓ２０４において、短時間増加容量条件Ｆｕｐと短時間減少容量条件Ｆｄｏｗｎで考慮されているため、策定処理に違いはない。これらの処理（Ｓ２０３〜Ｓ２０５）は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、それぞれの処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

次に、図１６に示すフロー図では、修正した起動停止状態に従い、起動停止処理部８が出力仮配分処理Ｓ２０８を実行する。実施の形態１と同様に、以上の一連の計画修正候補策定と反映を繰り返し、修正計画候補がなくなった場合、起動停止処理部８による起動停止状態の作成は終了となる。出力仮配分処理Ｓ２０８は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

次に、図３に示すフロー図では、出力配分処理部９が、前記起動停止処理部８で作成した起動停止状態をもとに、各発電機の出力を決定するため出力配分処理Ｓ３を実行する。例えば、出力配分処理Ｓ３は、プログラムとして図２に示す主記憶装置２４上に展開したものを、ＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を実行し、その結果を主記憶装置２４上に格納する。

出力配分には、実施の形態１と同様に、例えば二次計画法を用いることができる。しかし、二次計画法は一般に、連続値問題を対象とするが、本実施の形態では、発電機がどのゾーンで運転するかを決定する問題が離散値問題となるため、そのままでは扱うことができない。

図３８に、発電機のゾーンと短時間調整容量制約とを考慮した、出力配分処理部９のフロー図を示す。図３８に示す基本出力配分処理Ｓ５０１では、最初に各発電機のゾーンを考慮せず、出力配分を行う。実施の形態１同様に、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約を考慮し、さらに短時間調整容量制約を考慮する。ただし、この段階ではゾーンを考慮しないため、実施の形態１同様に各発電機の最大出力と最小出力の間で短時間調整力を計算することとなり、出力変化速度は例えば発電機それぞれの各ゾーンの出力変化速度のうち、最小の値を使用する。基本出力配分処理Ｓ５０１は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

図３８に示すゾーン仮割り当て処理Ｓ５０２では、前記基本出力配分処理Ｓ５０１の結果から各発電機に配分された出力をもとに、各出力に対応するゾーンを計画単位時間毎に割り当てる。ゾーン仮割り当て処理Ｓ５０２は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

図３９に、ゾーン補正処理Ｓ５０３の一例をフロー図で示す。ゾーン補正処理Ｓ５０３では、前記ゾーン仮割り当て処理Ｓ５０２で割り当てたゾーンをもとに、各発電機が連続する時間で遷移可能なゾーンを取るように補正する。ゾーンの切り替えには、それぞれ所定の切り替え時間が必要なため、切り替え時間より短い時間でゾーンが切り替わる場合に補正が必要となる。例えば、予測需要が増加する時間ｔの場合（処理Ｓ６０１，Ｓ６０２，Ｓ６０３，Ｓ６０４）、出力を増加するためゾーンが変化することがある。その場合、前時間ｔ−１のゾーンを調整し、連続性を保つように出力の大きいゾーンへと修正する（処理Ｓ６０５）。連動してそれ以前の時間のゾーンを修正することもある。前時間のゾーンで改善できなかった場合（処理Ｓ６０６）は、当該時間以降の修正も行う（処理Ｓ６０７，Ｓ６１０）。なお、処理Ｓ６０４において、ゾーン連続性違反がない場合には、当該時間以降の修正も行う（処理Ｓ６０８）。また、処理Ｓ６０６において、ゾーン連続性が改善された場合には、当該時間前の修正も行う（処理Ｓ６０９）。処理Ｓ６０２から分かるように、図３９の処理Ｓ５０３は、全時間に対して実施する。

ゾーン補正処理Ｓ５０３は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

図３８に示す詳細出力配分処理Ｓ５０４では、前記ゾーン補正処理Ｓ５０３により補正されたゾーンの情報をもとに、ゾーンを考慮した出力配分を行う。ゾーンを考慮することができるため、発電機それぞれが各時間に割り当てられたゾーンの出力上下限と出力変化速度とから、出力配分処理部９は出力や短時間調整力を計算し、短時間調整容量制約を考慮する。詳細出力配分処理Ｓ５０４は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

以上の出力配分処理Ｓ３により、計画単位時間の制約（少なくとも、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約）を考慮し、かつ、短時間調整容量制約を考慮して、コストＣｏｓｔ’を最小化する出力配分を行うことができる。

次に、図３に示すフロー図では、データ出力処理部１０が、前記出力配分処理部９の結果をもとに、データ出力処理Ｓ４を実行する。当該処理は、実施の形態１と同様である。データ出力処理Ｓ４が対象とする結果データ１２は、少なくとも実施の形態１で表した発電計画結果データ１１を含む。発電計画結果データ１１には、少なくとも実施の形態１で表した各発電機の計画単位時間ごとの起動停止状態と出力、短時間調整力が含まれる。また、発電計画結果データ１１には、各発電機の計画単位時間ごとの燃料消費量、コストに加えて、ゾーン番号が含まれていてもよい。

データ出力処理Ｓ４は、例えば出力装置２８（例えばディスプレイ）を用いて、主記憶装置２４から読み込んだ結果データ１２を、ユーザに表示する。あるいは、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして補助記憶装置２５に保存してもよい。あるいは、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、ネットワーク２６経由で外部記憶装置２７に保存してもよい。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、実施の形態１に加えて、火力発電機の特徴であるゾーンと各ゾーンにおける出力変化速度を考慮して、それぞれの短時間調整力を扱うことができる。したがって、実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を、当該発電計画作成装置１００は計画することができる。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、図３に示すフロー図を用いて発電計画を作成する装置について説明した。しかし、本発明はこれに限らず、図３に示すフロー図の各処理の実行手段としてコンピュータを機能させるためのプログラムであってもよい。また、本発明は、当該プログラムを記憶する記録媒体（例えば、ハードディスクに格納されているプログラム）であってもよい。さらに、当該プログラムを記録したコンピュータで読み取り可能な記憶媒体は、ハードディスクのほかにＣＤ−ＲＯＭやＭＯ等の記憶媒体であってもよい。

＜実施の形態３＞
本実施の形態に係る発電計画作成装置２００の構成は、図４０に示す構成図で表される。実施の形態１，２を表した図１の構成図と同じ名称のブロックは、図４０において同じ番号で表す。図１に示される設定データ６は、本実施の形態では実施の形態１，２で説明した設定データ６の内容に加えて、少なくとも少なくとも揚水発電機のデータを含む。本実施の形態に係るデータ入力処理部７では、前記設定データ６を受け取る。また、実施の形態１，２で説明した起動停止処理部８や出力配分処理部９では、実施の形態１，２と同様に火力発電機の発電計画を行う。

本実施の形態に係る発電計画作成装置２００は、発電計画作成装置１００の構成に加えて、揚水発電機の発電計画を行う揚水計画処理部２０１を備える。揚水計画処理部２０１の構成が追加されたことにより、発電計画作成装置２００は、火力発電機の発電計画に加えて、揚水発電機の発電計画をも行うことができる。

本実施の形態に係るデータ出力処理部１０が出力するデータには、実施の形態１，２で説明した結果データ１２に加えて、少なくとも揚水発電機の揚水動力、揚発出力のデータが含まれる。

図４１に、本実施の形態に係る発電計画作成装置２００で処理される発電計画作成方法のフロー図を示す。実施の形態１，２を表した図３のフロー図と同じ名称のブロックには、図４１において同じ番号で表す。

まず、図４１に示すフロー図では、実施の形態１，２と同様に、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行する。データ入力処理Ｓ１では、例えば入力装置２１から入力された揚水発電機のデータを含む設定データ６を読み込み、当該読み込んだ設定データを主記憶装置２４上に展開する。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、補助記憶装置２５上に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを読み込み、当該読み込んだデータを主記憶装置２４上に展開してもよい。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、外部記憶装置２７に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを、ネットワーク２６経由で読み込み、当該読み込んだデータを主記憶装置上２４に展開してもよい。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す最大出力および最小出力は、各発電機が出力可能な範囲を表しており、下式（２５）で表される。

なお、式（２５）では、ｊが揚水発電機の個別番号、ＰＧｍｉｎが揚水発電機の最小出力、ＰＧｍａｘが揚水発電機の最大出力、ＵＧが揚水発電の起動停止状態（起動＝１、停止＝０）、ＰＧが揚水発電機の出力をそれぞれ表している。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す最大動力および最小動力は、各発電機が揚水可能な大きさの範囲を表しており、下式（２６）で表される。

なお、式（２６）では、ＰＰｍｉｎが揚水発電機の最小動力、ＰＰｍａｘが揚水発電機の最大動力、ＵＰが揚水動力の起動停止状態（起動＝１、停止＝０）、ＰＰが揚水発電機の動力をそれぞれ表している。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す揚水効率は、各発電機が揚水する場合における、揚水に用いる電力量と実際に揚水される水量の比率を表しており、下式（２７）で表される。

なお、式（２７）では、ＷＶｏｌｕｍｅが揚水される水量を表しており、ＰＥｆｆが揚水効率を表している。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す定速／可変速設定は、揚水動力の仕様の違いを表す。揚水動力には、ポンプ水車や発電電動機の機器制約のために一定の揚水動力の値しか取れないもの（定速）と、動力の値が変動可能で任意の値を取ることができるもの（可変速）とある。揚水発電に関しては、出力調整可能であり、任意の値を取ることができる。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す出力変化速度は、火力発電機同様に、揚水発電機が短時間で出力変化可能な値である。各発電機の短時間調整力は、例えば下式（２８）で表される。

なお、式（２８）では、ＧＲａｔｅが出力変化速度を表している。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す揚水変化速度は、揚水発電機が短時間で揚水動力を変化可能な値である。各発電機の揚水動力が可変速の場合、短時間調整力は例えば下式（２９）で表される。

なお、式（２９）では、ＰＲａｔｅが揚水変化速度を表している。揚水動力が定速の場合、短時間調整力は「０」である。

図４２の揚水発電機データ２２１に示す貯水池容量上限と貯水池容量下限は、各揚水発電機に結びつく貯水池の容量上限と容量下限を表しており、下式（３０）で表される。

なお、式（３０）では、Ｗｍｉｎが貯水池の容量下限、Ｗｍａｘが貯水池の容量上限を表す。

本実施の形態では、需給バランス制約は、火力発電機に加えて揚水発電機を考慮する必要がるため、下式（３１）で表される。

なお、式（３１）では、ＰＳは計画対象となる揚水発電機の集合を表す。

運転予備力制約についても、火力発電機に加えて揚水発電機を考慮するため、当該運転予備力制約は、下式（３２）で表される。揚水動力の場合、動力を減少させることで供給力を増加させることができるため、当該揚水動力の場合は、運転予備力として考慮する。

短時間調整容量制約についても、火力発電機に加えて揚水発電機を考慮するため、当該短時間調整容量制約は、下式（３３）および下式（３４）でそれぞれ表される。下式（３３）と下式（３４）では例として、実施の形態２同様に、ゾーンを考慮した場合を表す。揚水動力の場合、可変速であれば短時間調整力として考慮可能である。

なお、式（３３）、（３４）において、Ｐｓｐｅｅｄは定速／可変速揚水設定（定速＝０、可変速＝１）を表す。

図４０に表す起動停止処理部８は、図４１に表す起動停止処理Ｓ２を実行する。当該起動停止処理Ｓ２は、実施の形態１，２同様に、図１６の処理フローで表される。同様に、図４０に表す出力配分処理部９は、図４１に表す出力配分処理Ｓ３を実行する。当該出力配分処理Ｓ３は、たとえば実施の形態２と同様の場合は、図３８の処理フローで表される。

次に、図４０に表す揚水計画処理部２０１は、図４１に表す揚水計画処理Ｓ７０１を実行する。図４３は、揚水計画処理Ｓ７０１の処理フローを表しており、出力配分処理Ｓ３の結果をもとに、揚水発電機による経済性向上を目的に、発電計画の修正を行う。揚水計画処理Ｓ７０１は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

図４３に表すフロー図では、揚水計画処理部２０１が、ＤＳＳ（Ｄａｉｌｙ Ｓｔａｒｔ Ｓｔｏｐ）運転抽出処理Ｓ８０１を行う。ＤＳＳ運転とは、火力発電機が負荷の高い昼間のみ運転し、負荷の低い夜間に停止するという運転状態のことである。

次に、図４３に表すフロー図では、揚水計画処理部２０１が、未検討のＤＳＳ運転が残っている間（処理Ｓ８０２）、ＤＳＳ仮停止処理Ｓ８０３を実行し、出力仮配分処理Ｓ８０４を実行する。ＤＳＳ仮停止処理Ｓ８０３は、火力発電機のＤＳＳ運転を一つ選択し、選択した火力発電機がＤＳＳ運転している時間を停止状態に変更する。

ここで、火力発電機が停止したことによる電力の減少は、他の火力発電機か揚水発電で置き換えられることとなる。ＤＳＳ運転の停止により、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約、短時間調整容量制約それぞれに影響がある。特に短時間調整容量制約への影響を考慮するため、出力仮配分処理Ｓ８０４は、出力配分処理Ｓ３と同等の処理を行う。出力仮配分処理Ｓ８０４の結果から、コストが減少したかどうかを確認（処理Ｓ８０５）する。減少していれば、処理Ｓ８０６によりＤＳＳ運転の停止を正式に計画へ反映し、コストが減少しなかった場合は、ＤＳＳ運転を残す（処理Ｓ８０９）。

図４３に表すフロー図では、ＤＳＳ運転を停止し、揚水の計画を変更した場合には、揚水計画処理部２０１は、揚水計画補正処理Ｓ８０７を行う。揚水計画補正処理Ｓ８０７では、揚水発電機の機器制約、運用制約などを考慮し、制約条件を満たすように計画を補正する。

図４４に、揚水補正処理Ｓ８０７の一例をフロー図で示す。揚水発電機が定速揚水の場合、揚水動力として取れる値（動力離散値）が決められており、動力離散値に置き換える処理を行う。当該処理では簡易な方法を用いており、未補正の揚水発電機が残っている間（処理Ｓ８２１）、すべての時間に対して（処理Ｓ８２２）、揚水動力があれば（処理Ｓ８２３）、揚水動力と動力離散値を比較（処理Ｓ８２４）して、差の最も小さい動力離散値に置換（処理Ｓ８２５）する。

次に、図４３に示すフロー図では、揚水計画補正処理Ｓ８０７を実行した後、出力配分処理Ｓ８０８を実行する。出力配分処理Ｓ８０８は、実施の形態１，２で説明した出力配分処理内容に加えて、揚水発電機も計画対象とする。本実施の形態では、出力配分処理Ｓ８０８において、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約および短時間調整容量制約に、揚水発電機を考慮する点が異なる。揚水発電機はコストを持たないため、コストＣｏｓｔ’の計算式に変わりはない。

図４３に表すフロー図では、前記のＤＳＳ運転の停止検討を繰り返し、すべてのＤＳＳ運転を評価した後、その結果を主記憶装置２４上に格納し、処理を終了する。

以上の処理により、揚水発電機を考慮し、計画単位時間の制約（少なくとも、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約）を考慮し、かつ、短時間調整容量制約を考慮して、コストＣｏｓｔ’を最小化する出力配分を行うことができる。

次に、図４１に示すフロー図では、データ出力処理部１０が、前記揚水計画処理Ｓ７０１の結果をもとに、データ出力処理Ｓ４を実行する。当該データ出力処理の具体的内容は、実施の形態１，２と同様である。

データ出力処理Ｓ４が対象とする結果データ１２は、少なくとも実施の形態１，２で表した発電計画結果データ１１を含む。また、発電計画結果データ１１は、少なくとも実施の形態１，２で表した各発電機の計画単位時間ごとの起動停止状態と出力、短時間調整力を含む。加えて、本実施の形態では、発電計画結果データ１１には、揚水発電機の計画単位時間ごとの揚水動力、揚発出力、短時間調整力が含まれる。また、発電計画結果データ１１には、各火力発電機の計画単位時間ごとの燃料消費量、コスト、ゾーン番号、揚水発電機の貯水池貯水量が含まれていてもよい。

データ出力処理Ｓ４は、例えば出力装置２８（例えばディスプレイ）を用いて、主記憶装置２４から読み込んだ結果データ１２を、ユーザに表示する。また、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、補助記憶装置２５に保存してもよい。また、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、ネットワーク２６経由で外部記憶装置２７に保存してもよい。

本実施の形態に係る発電計画作成装置２００では、実施の形態１，２に加えて、揚水発電機を発電計画対象としている。よって、揚水発電機も含めて実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を発電計画することができる。また、揚水発電機を考慮することにより、安価な燃料を消費する火力発電機の出力が増加する可能性があり、計画の経済性向上に効果がある。

本実施の形態に係る発電計画作成装置２００では、図４１に示すフロー図を用いて発電計画を作成する装置について説明した。しかし、本発明はこれに限らず、図４１に示すフロー図の発電計画作成方法における各処理の実行手段としてコンピュータを機能させるためのプログラムであってもよい。また、本発明は、当該プログラムを記憶する記録媒体（例えば、ハードディスクに格納されているプログラム）であってもよい。さらに、当該プログラムを記録したコンピュータで読み取り可能な記憶媒体は、ハードディスクのほかにＣＤ−ＲＯＭやＭＯ等の記憶媒体であってもよい。

＜実施の形態４＞
本実施の形態に係る発電計画作成装置１００の構成は、図１に示す構成図と同じである。本実施の形態に係る設定データ６は、実施の形態１で説明した設定データ６の内容に加えて、少なくとも分散電源の情報を含む。本実施の形態において、分散電源は、例えば太陽光発電や風力発電などの自然エネルギーを用いて発電する電源を表す。本実施の形態を実現するために必要な装置は、例えば図２と同様であり、本実施の形態における全体の処理フローは、実施の形態１と同様に図３で表される。

図３に示すフロー図では、データ入力処理部７が、データ入力処理Ｓ１を実行し、例えば入力装置２１から入力された分散電源の情報を含む設定データ６を読み込み、当該設定データ６を主記憶装置２４上に展開する。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、補助記憶装置２５上に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを読み込み、当該読み込んだデータを主記憶装置２４上に展開してもよい。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、外部記憶装置２７に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを、ネットワーク２６経由で読み込み、当該読み込んだデータを主記憶装置上２４に展開してもよい。

分散電源の情報は、例えば、図４５の分散電源基本データ３０１と、図４６の出力推定スケジュール３０２と、図４７の出力推定偏差データ３０３と、図４８の出力推定短時間偏差データ３０４とが含まれる。分散電源基本データ３０１に示す最大出力・最小出力は、火力発電機基本データ３１の最大出力・最小出力と同様に、各分散電源が出力可能な範囲を表している。

出力推定スケジュール３０２は、各分散電源が対象時間に出力すると推定される値を含む。自然エネルギーによる発電は、制御が難しいため、外部で推定された値をデータとして入力する。図４６に示す出力推定スケジュール３０２は、推定値の一例である。例えば、太陽光発電の場合、天気予報や日射量予測の情報をもとに、発電量を推定する手法が用いられることがある。

出力推定偏差データ３０３および出力推定短時間偏差データ３０４は、出力推定スケジュール３０２を作成する際に想定される変動分である。実際の運用では、自然エネルギーの変化によって分散電源の出力が変化するため、出力推定スケジュール３０２通りに出力しない。このため、当該変化の範囲を表したものが、出力推定偏差データ３０３と出力推定短時間偏差データ３０４とである。出力推定偏差データ３０３が、計画単位時間と同じ長さの時間で想定する出力変化であり、短時間出力推定データ３０４が、短時間単位時間と同じ長さの時間で想定する出力変化である。

自然エネルギーを用いた分散電源は、計画対象外の供給力であり、本実施の形態における予測負荷データ４１は、実施の形態１で示した値からさらに、出力推定スケジュールの値を除いたものとなる。

本実施の形態では、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１において出力推定偏差データ３０３を読み込んだ後、運転予備力制約と下げ代制約とに、それぞれ出力推定偏差データ３０３を加えて考える。出力推定偏差データは、計画単位時間の長さの出力変動であり、生じる変動に対して他の発電機の出力を調整する必要がある。このため、運転予備力制約と下げ代制約とに、それぞれ出力推定偏差データ３０３を加えて扱うことができる。これにより、例えば実施の形態１で表した運転予備力制約と下げ代制約は、次の式で表せる。

なお、式（３５）および式（３６）では、Ｖａｒが出力推定偏差データを表し、ｋは各分散電源の個別番号を表し、ＤＧが設定データに含む分散電源の集合を表す。

本実施の形態では、データ入力処理部７が、データ入力処理Ｓ１において出力推定短時間偏差データ３０４を読み込んだ後、短時間調整容量関連データに出力推定短時間偏差データ３０４を加える。出力推定短時間偏差データ３０４は、短時間単位時間の長さの出力変動であり、生じる変動に対して他の発電機の出力を調整する必要がある。このため、短時間調整容量関連データに出力推定短時間偏差データ３０４を加えて扱うことができる。これにより、例えば実施の形態１で表した短時間調整容量制約は、次の式で表せる。

なお、式（３７）および式（３８）では、ｓｈｏｒｔＶａｒが出力推定短時間偏差データを表す。

本実施の形態における起動停止処理Ｓ２は、実施の形態１同様に図１６で表され、本実施の形態における起動停止基本条件判定処理Ｓ２０３も同様に、図１７で表される。しかし、運転予備力制約が式（３５）、下げ代制約が式（３６）で表す制約となる点が、実施の形態１と本実施の形態とで異なる。

本実施の形態における短時間調整力条件判定処理Ｓ２０４の処理フローも、実施の形態１同様に図２０で表される。しかし、短時間調整容量制約が式（３７）と式（３８）で表す制約となる点が、実施の形態１と本実施の形態とで異なる。

本実施の形態では、式（３７）および式（３８）で表される短時間調整容量制約に対する違反が、悪化しないことを確認する。次に、実施の形態１と同様に修正候補策定処理Ｓ２０５から、出力仮配分処理Ｓ２０８までを実行する。

実施の形態１と同様に、以上の一連の計画修正候補策定と反映を繰り返し、修正計画候補がなくなった場合、起動停止処理部８による起動停止状態の作成は終了となる。出力仮配分処理Ｓ２０８は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものを、図２に示すＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を行い、結果を主記憶装置２４に格納する。

次に、図３に示すフロー図では、実施の形態１同様に、出力配分処理部９が、前記起動停止処理部８で作成した起動停止状態をもとに、各発電機の出力を決定するため出力配分処理Ｓ３を実行する。

例えば、出力配分処理Ｓ３は、プログラムとして図２に示す主記憶装置２４上に展開したものを、ＣＰＵ２３上で実行するものであり、主記憶装置２４上のデータを読み込み、処理を実行し、その結果を主記憶装置２４上に格納する。

以上のように、本実施の形態における出力配分処理Ｓ３は、実施の形態１と同様であるが、運転予備力制約が式（３５）、下げ代制約が式（３６）で表す制約となる点、および短時間調整容量制約が式（３７）と式（３８）で表す制約となる点が、実施の形態１と本実施の形態とで異なる。

以上の出力配分処理Ｓ３により、計画単位時間の制約（少なくとも、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約）を考慮し、短時間調整容量制約を考慮して、さらに分散電源をも考慮して、コストを最小化する出力配分を行うことができる。

次に、図３に示すフロー図では、データ出力処理部１０が、前記出力配分処理部９の結果をもとに、データ出力処理Ｓ４を実行する。当該処理は、実施の形態１と同様である。データ出力処理Ｓ４が対象とする結果データ１２は、少なくとも実施の形態１で表した発電計画結果データ１１を含む。発電計画結果データ１１には、少なくとも実施の形態１で表した各発電機の計画単位時間ごとの起動停止状態と出力、短時間調整力が含まれる。

データ出力処理Ｓ４は、例えば出力装置２８（例えばディスプレイ）を用いて、主記憶装置２４から読み込んだ結果データ１２を、ユーザに対して表示する。あるいは、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、補助記憶装置２５に保存してもよい。あるいは、データ出力処理Ｓ４では、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、ネットワーク２６経由で外部記憶装置２７に保存してもよい。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、実施の形態１に加えて、自然エネルギーを用いた分散電源を考慮し、かつ出力推定偏差データ３０３と出力推定短時間偏差データ３０４とを考慮して、発電計画を作成している。これにより、制御の難しい自然エネルギーによる短時間の出力変動に対する追従性を考慮できる。したがって、自然エネルギーによる分散電源が導入された場合でも、実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を、当該発電計画作成装置１００は計画することができる。

本実施の形態に係る発電計画作成装置１００では、図３に示すフロー図を用いて発電計画を作成する装置について説明した。しかし、本発明はこれに限らず、図３に示すフロー図の各処理の実行手段として、コンピュータを機能させるためのプログラムであってもよい。また、本発明は、当該プログラムを記憶する記録媒体（例えば、ハードディスクに格納されているプログラム）であってもよい。さらに、当該プログラムを記録したコンピュータで読み取り可能な記憶媒体は、ハードディスクのほかにＣＤ−ＲＯＭやＭＯ等の記憶媒体であってもよい。

＜実施の形態５＞
本実施の形態に係る発電計画作成装置１００の構成は、図１に示す構成図と同じである。本実施の形態に係る設定データ６は、実施の形態１で説明した設定データ６の内容に加えて、少なくとも蓄電池の情報を含む。本実施の形態を実現するために必要な装置は、例えば図２と同様であり、本実施の形態における全体の処理フローは、実施の形態１と同様に図３で表される。

図３に示すフロー図では、データ入力処理部７がデータ入力処理Ｓ１を実行し、例えば入力装置２１から入力された蓄電池の情報を含む設定データ６を読み込み、当該読み込んだ設定データ６を主記憶装置２４上に展開する。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、補助記憶装置２５上に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを読み込み、当該読み込んだものを主記憶装置２４上に展開してもよい。あるいは、データ入力処理Ｓ１では、外部記憶装置２７に保存されているデータの中から、入力装置２１によって指定されたものを、ネットワーク２６経由で読み込み、当該読み込んだものを主記憶装置上２４に展開してもよい。

蓄電池の情報は、例えば、図４９の蓄電池データ４０１が含まれる。また、実施の形態１で説明した起動停止処理部８では、実施の形態１と同様に火力発電機の計画を行う。本実施の形態に係る出力配分処理部９では、火力発電機に加えて、蓄電池の計画も行う。本実施の形態に係るデータ出力処理部１０では、実施の形態１で説明した結果データ１２に加えて、少なくとも蓄電池の充電電力のデータおよび蓄電池の放電電力のデータを含む。

図４９の蓄電池データ４０１に示す充電電力最大、放電電力最大は、各蓄電池が充電可能な電力の最大、放電可能な電力の最大を表しており、次式（３９）と（４０）とで表される。

なお、式（３９）と式（４０）とでは、ｌが蓄電池の個別番号、ＢａｔＣｍａｘが充電電力最大、ＢａｔＤｍａｘが放電電力最大、ＢａｔＣが充電電力、ＢａｔＤが放電電力を表している。

図４９の蓄電池データ４０１に示す容量最大は、蓄電池が蓄えることができる電力の最大の容量を表しており、次の式（４１）で表される。

なお、式（４１）では、ＢａｔＶｏｌが蓄電池の容量、ＢａｔＶｏｌｍａｘが容量最大を、表している。

充放電効率は、蓄電池に充電する場合の効率を表す。蓄電池は、充電と放電を繰り返すことにより、蓄える容量が変化し、ＢａｔＶｏｌは式（４２）で表される。

なお、式（４２）では、ＣｈａｒｇｅＲａｔｅが蓄電池の充放電効率を表している。

本実施の形態では、需給バランス制約について、例えば実施の形態１で表した需給バランス制約の式が、式（４３）で表される。

なお、式（４３）では、ＢＡＴは、計画対象となる蓄電池の集合を表す。

運転予備力制約についても蓄電池を考慮することができ、例えば、実施の形態１の運転予備力制約の式は、次式（４４）で表される。

下げ代制約についても蓄電池を考慮することができ、例えば、実施の形態１の下げ代制約の式は、次式（４５）で表される。

短時間調整容量制約についても蓄電池を考慮できるため、例えば、実施の形態１の短時間調整容量制約は、次の式（４６）と式（４７）とで表される。

なお、式（４６）および式（４７）では、ＢａｔＲａｔｅは、充放電電力変化速度を表す。

本実施の形態における起動停止処理部８は、起動停止処理Ｓ２を実行する。しかし、運転予備力制約と下げ代制約、短時間調整容量制約が、それぞれ式（４４）乃至式（４７）で置き換えられる。

次に、本実施の形態における出力配分処理部９は、前記起動停止処理部８で作成した起動停止状態をもとに、各発電機の出力を決定するため出力配分処理Ｓ３を実行する。しかし、運転予備力制約と下げ代制約、短時間調整容量制約が、それぞれ式（４４）乃至式（４７）で置き換えられる。

以上の出力配分処理Ｓ３により、計画単位時間の制約（少なくとも、需給バランス制約、運転予備力制約、下げ代制約）を考慮し、かつ、短時間調整容量制約を考慮して、コストを最小化する出力配分を行うことができる。

次に、図３に示すフロー図では、データ出力処理部１０が、前記出力配分処理９の結果をもとに、データ出力処理Ｓ４を実行する。データ出力処理Ｓ４が対象とする結果データ１２は、少なくとも実施の形態１で表した発電計画結果データ１１を含む。また、結果データ１２には、少なくとも実施の形態１で表した各発電機の計画単位時間ごとの起動停止状態と出力、短時間調整力を含み、加えて蓄電池の計画時間単位ごとの充電電力、放電電力、短時間調整力をも含む。

データ出力処理Ｓ４は、例えば出力装置２８（例えばディスプレイ）を用いて、主記憶装置２４から読み込んだ結果データ１２を、ユーザに対して表示する。あるいは、データ出力処理Ｓ４は、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、補助記憶装置２５に保存してもよい。あるいは、データ出力処理Ｓ４は、結果データ１２を、例えばＣＳＶ形式で保存された電子ファイルとして、ネットワーク２６経由で外部記憶装置２７に保存してもよい。

本実施の形態に係る発電計画作成装置では、実施の形態１に加えて、蓄電池を導入した場合でもそれぞれの短時間調整力を扱うことができ、当該蓄電池の充電電力・放電電力を考慮している。したがって、蓄電池による短時間の出力変動に対する追従性を考慮しており、実際に発電機運用に適用可能な起動停止状態、出力を計画することができる。

本実施の形態に係る発電計画作成装置では、図３に示すフロー図を用いて発電計画を作成する装置について説明した。しかしながら、本発明はこれに限らず、図３に示すフロー図の各処理の実行手段として、コンピュータを機能させるためのプログラムであってもよい。また、本発明は、当該プログラムを記憶する記録媒体（例えば、ハードディスクに格納されているプログラム）であってもよい。さらに、当該プログラムを記録したコンピュータで読み取り可能な記憶媒体は、ハードディスクのほかにＣＤ−ＲＯＭやＭＯ等の記憶媒体であってもよい。

この発明は詳細に説明されたが、上記した説明は、すべての局面において、例示であって、この発明がそれに限定されるものではない。例示されていない無数の変形例が、この発明の範囲から外れることなく想定され得るものと解される。

１ 計画条件データ、２ 発電機データ、３ 需要データ、４ 予備力関連データ、５ 短時間調整容量関連データ、６ 設定データ、７ データ入力処理部、８ 起動停止処理部、９ 出力配分処理部、１０ データ出力処理部、１１ 発電計画結果データ、１２ 結果データ、１３ データ格納部、２１ 入力装置、２２ コンピュータ、２３ ＣＰＵ、２４ 主記憶装置、２５ 補助記憶装置、２６ ネットワーク、２７ 外部記憶装置、２８ 出力装置、３１ 火力発電機基本データ、３２ 火力発電機コストデータ、３３ 起動パターン、３４ 停止パターン、３５ 最小停止時間、３６ 最小運転時間、３７ 短時間調整力（増加）、３８ 短時間調整力（減少）、４１ 予測負荷データ、４２ 運転予備力データ、４３ 下げ代データ、４４ 予備力関連データイメージ、４５ 短時間調整容量データ、４６ 短時間調整容量関連データイメージ、５１ 停止条件確認時間イメージ、５２ 連続停止条件確認時間イメージ、６１ 状態遷移検討イメージ、７１ 起動停止状態イメージ、７２ 出力結果イメージ、７３ 運転予備力結果イメージ、７４ 下げ代結果イメージ、７５ 短時間調整力（増加）結果イメージ、７６ 短時間調整力（減少）結果イメージ、７７ 従来起動停止状態イメージ、７８ 従来出力結果イメージ、７９ 従来短時間調整力（増加）結果イメージ、８０ 従来短時間調整力（減少）結果イメージ、１００，２００ 発電計画作成装置、１０１ 火力発電機基本データ（ゾーン対応）、１０２ 火力発電機ゾーンデータ、１０３ ゾーンイメージ、１０４ 短時間調整力（増加・ゾーン考慮）、１０５ 短時間調整力（減少・ゾーン考慮）、２０１ 揚水計画処理部、２２１ 揚水発電機データ、３０１ 分散電源基本データ、３０２ 出力推定スケジュール、３０３ 出力推定偏差データ、３０４ 出力推定短時間偏差データ、４０１ 蓄電池データ。

Claims (8)

1. 計画単位時間毎の発電機の発電計画を作成する発電計画作成装置であって、
   前記発電機の出力変化速度を含む発電機データと、短時間調整容量データとを含む、設定データを入力するデータ入力処理部（７）と、
   前記データ入力処理部に入力された、前記発電機データに含まれる前記出力変化速度と、前記短時間調整容量データとを用いて、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態を決定する起動停止処理部（８）と、
   前記起動停止処理部で決定された結果を、結果データとして出力するデータ出力処理部（１０）とを、備えており、
   前記短時間調整容量データは、
   前記計画単位時間よりも短く、異なる時間の長さである前記短時間単位時間で考慮された、負荷変動を表すデータである、
   ことを特徴とする発電計画作成装置。
2. 前記起動停止処理部において起動停止状態として起動と決定された前記発電機に対して、前記計画単位時間の出力を、前記出力変化速度と前記短時間調整容量データとを用いて、当該発電機の運転に必要なコストが最小となるように、決定する出力配分処理部（９）を、さらに備え、
   前記データ出力処理部は、
   前記出力配分処理部で決定された結果をも、結果データとして出力する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電計画作成装置。
3. 前記起動停止処理部は、
   （Ａ）少なくとも需給バランス、運転予備力制約および下げ代制約を含む第一の制約を満たす、前記発電機の停止可否を判定する起動停止基本条件判定処理と、
   （Ｂ）前記短時間調整容量データから得られる第二の制約を満たす、前記発電機の停止可否を判定する短時間調整力条件判定処理と、
   （Ｃ）前記起動停止条件判定処理の判定結果と前記短時間調整力条件判定処理の判定結果とを利用した、動的計画法により、当該発電機の運転に必要なコストが最小となる所定の解を求める修正計画候補策定処理とを、実施する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電計画作成装置。
4. 前記起動停止処理部は、
   直前の前記（Ｃ）の前記所定の解を考慮して、前記（Ａ）乃至（Ｃ）を繰り返し実施し、当該繰り返し実施の結果、最もコストが低い前記所定の解を、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態として、決定する、
   ことを特徴とする請求項３に記載の発電計画作成装置。
5. 前記発電機は、
   当該発電機の最大出力から最小出力までの範囲において小電力範囲として区分されたものであり、当該発電機の特性によって決定される、複数のゾーンを有しており、
   前記データ入力処理部は、
   前記ゾーンに関するゾーンデータを含む前記設定データを入力し、
   前記出力配分処理部は、
   前記前記短時間調整容量データと前記ゾーンデータとを用いて、前記短時間単位時間における出力変化が同じ前記ゾーン内で納まる、前記計画単位時間の出力を決定する、
   ことを特徴とする請求項２に記載の発電計画作成装置。
6. 前記データ入力処理部は、
   火力発電機を対象とした前記設定データと、揚水発電機を対象とした前記設定データとを、少なくとも入力する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電計画作成装置。
7. 前記データ入力処理部は、
   火力発電機を対象とした前記設定データと、太陽光発電機と風力発電を含む自然エネルギーによる分散電源の出力推定スケジュールデータと、出力変動を表す出力推定短時間偏差データとを入力し、
   前記起動停止処理部は、
   前記短時間調整容量データに加えて前記出力推定短時間偏差データを考慮して、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態を決定し、
   前記出力配分処理部は、
   前記計画単位時間の出力を、前記短時間調整容量データに加えて前記出力推定短時間偏差データを考慮して、当該発電機の運転に必要なコストが最小となるように、前記前記計画単位時間の出力を決定する、
   ことを特徴とする請求項２に記載の発電計画作成装置。
8. 前記データ入力処理部は、
   火力発電機を対象とした前記設定データと、蓄電池を対象とした蓄電池データとを入力し、
   前記起動停止処理部は、
   前記短時間調整容量データを考慮して、前記計画単位時間に対する前記発電機の起動停止状態を決定し、
   前記出力配分処理部は、
   前記計画単位時間の前記発電機の出力と前記蓄電池の充電電力および放電電力とを、前記短時間調整容量データを考慮して、当該発電機の運転に必要なコストが最小となるように、前記前記計画単位時間の出力を決定する、
   ことを特徴とする請求項２に記載の発電計画作成装置。

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