JP5762909B2 - 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法 - Google Patents

発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法 Download PDF

Info

Publication number
JP5762909B2
JP5762909B2 JP2011213296A JP2011213296A JP5762909B2 JP 5762909 B2 JP5762909 B2 JP 5762909B2 JP 2011213296 A JP2011213296 A JP 2011213296A JP 2011213296 A JP2011213296 A JP 2011213296A JP 5762909 B2 JP5762909 B2 JP 5762909B2
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power generation
information
amount
fluctuation
stop
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
JP2011213296A
Other languages
English (en)
Other versions
JP2013073496A (ja
Inventor
英樹 野田
英樹 野田
玲子 小原
玲子 小原
小林　武則
武則 小林
一宏 和田
一宏 和田
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Toshiba Corp
Original Assignee
Toshiba Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Toshiba Corp filed Critical Toshiba Corp
Priority to JP2011213296A priority Critical patent/JP5762909B2/ja
Priority to PCT/JP2012/074939 priority patent/WO2013047684A1/ja
Priority to CN201280032242.8A priority patent/CN103635931B/zh
Publication of JP2013073496A publication Critical patent/JP2013073496A/ja
Priority to US14/224,473 priority patent/US20140207502A1/en
Application granted granted Critical
Publication of JP5762909B2 publication Critical patent/JP5762909B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q10/00—Administration; Management
    • G06Q10/06—Resources, workflows, human or project management; Enterprise or organisation planning; Enterprise or organisation modelling
    • G06Q10/063—Operations research, analysis or management
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
    • G06Q50/06—Energy or water supply
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/003—Load forecast, e.g. methods or systems for forecasting future load demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/004—Generation forecast, e.g. methods or systems for forecasting future energy generation
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/80—Management or planning
    • Y02P90/82—Energy audits or management systems therefor
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/80—Management or planning
    • Y02P90/84—Greenhouse gas [GHG] management systems
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
    • Y04S10/50—Systems or methods supporting the power network operation or management, involving a certain degree of interaction with the load-side end user applications

Landscapes

  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Human Resources & Organizations (AREA)
  • Economics (AREA)
  • Strategic Management (AREA)
  • Entrepreneurship & Innovation (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Marketing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Business, Economics & Management (AREA)
  • Tourism & Hospitality (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Educational Administration (AREA)
  • Quality & Reliability (AREA)
  • Operations Research (AREA)
  • Game Theory and Decision Science (AREA)
  • Development Economics (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Primary Health Care (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)

Description

本発明の実施形態は、例えば火力発電や地熱発電などに用いられる発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法に関する。
従来、発電設備による発電時の環境影響には温室効果ガス、ＳＯＸ、ＮＯＸなど様々な要因がある（以下では、代表的な環境影響要因としてＣＯ２排出量を用いて説明する）。それらの環境影響の度合いは、送電や変電所の電力変換ロスに比べ大きいため、電力事業者は発電設備の環境負荷削減対策を進めている。今後、ＣＯ２排出権取引や炭素税などが導入されると、発電時のＣＯ２排出量の管理は更に重要になる。
特許第３７８７７６１号公報 特許第４４３５１０１号公報 特開２００４−１１０１８８号公報 特開２００７−２２６６５２号公報 特開２００９−２２２３８３号公報 特開２０１０−２８８７９号公報
発電時のＣＯ２排出量は、発電設備の点検や故障による発電停止、および、外部環境による発電量の変動、例えば地熱発電の場合は地熱蒸気量の変動、太陽光発電や風力発電の場合は天候による変動の影響を受けるため、ＣＯ２排出量の適正な削減計画を立案するには、それらの要因分析が必要である。
発電設備の発電停止や発電量の変動に関する情報は電力事業者の情報管理システムで把握できる場合が多いと考えられるが、同システムはＣＯ２排出量の削減を目的としたものではなく、発電設備の発電停止や出力変動の要因を分析するものではないので、ＣＯ２排出量の適正な削減計画の立案に寄与することはできない。
本発明が解決しようとする課題は、発電設備からの環境影響の適正な削減計画の立案に寄与することが可能になる発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法を提供することにある。
実施形態によれば、発電設備の停止期間および停止理由を含む、停止の形態に関わる情報、および発電量の変動の理由を含む、変動の形態に関わる情報を記憶する第１の記憶装置と、この第１の記憶装置に記憶される情報を取得し、この取得した情報に含まれる停止の形態に関わる情報で示される停止が臨時に発生した停止であるか否かを判断し、取得した情報に含まれる変動の形態に関わる情報で示される発電量の変動が制御可能か否かを判断する発電変動情報判断手段と、この発電変動情報判断手段による分析結果を記憶する第２の記憶装置と、この第２の記憶装置に記憶された判断結果を取得し、この判断結果をもとに、回避可能な発電停止期間がある場合に当該回避可能な発電停止期間を積算することで環境影響の削減量を計算し、また、回避可能な変動量がある場合に当該回避可能な変動量を積算することで環境影響の削減量を計算する環境影響削減量計算手段とをもつ。
第１の実施形態における発電設備情報管理システムの構成例を示すブロック図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムによる実施手順の一例を示す図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムのポテンシャル計算部の構成例を示すブロック図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムの発電変動情報分析部およびポテンシャル計算部による実施手順の一例を示す図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムの停止情報分析部により分析する停止情報の一例および停止理由判断部の実施手順の一例を示す図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムの出力変動情報分析部の構成例を示すブロック図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムの出力変動情報分析部１１２Ｂの実施手順の一例および出力変動情報分析部１１２Ｂにより生成する出力変動グラフの一例を示す図。 第１の実施形態における発電設備情報管理システムのポテンシャル表示部１３０の構成例および表示内容の一例を示す図。 出力変動対策に伴う環境影響増を考慮する環境影響算出のための、第２の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図。 第３の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の構成例を示す図。 燃料品質低下による出力低下を考慮する環境影響算出のための、第３の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図。 燃料品質低下による出力低下を考慮する環境影響算出のための、石炭火力発電出力特性、および石炭ロット(lot)使用データの一例を示す図。 第４の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図。 出力変動を評価するための情報を自動生成するための、第５の実施形態における出力変動情報分析部１１２Ｂの構成例を示す図。 環境影響低減の計画値と実績値の差分を分析するための、第６の実施形態におけるポテンシャル表示部１３０の構成例および表示画面例を示す図。 発電量差分発生要因の改善可否表示のための、第７の実施形態におけるポテンシャル表示部１３０の差分分析部１３５の構成例および表示画面例を示す図。
以下、実施の形態について、図面を参照して説明する。
（第１の実施形態）
まず、第１の実施形態について説明する。
図１は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムの構成例を示すブロック図である。
本実施形態における発電設備情報管理システムは、条件設定部１０、設備情報取得部２０、発電原単位算定部３０、原単位格納部４０、設備情報更新部５０、発電原単位更新部６０、更新情報格納部７０、表示判断部８０、評価終了判断部９０、発電変動情報分析部１１０、ポテンシャル計算部１２０、ポテンシャル表示部１３０、記憶装置５００を備える。
記憶装置５００は、不揮発性メモリなどの記憶媒体であり、運用前設備情報ＤＢ（データベース）５１０、運用時設備情報ＤＢ５２０、運用履歴ＤＢ５３０、自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０を有する。
従来の発電設備情報管理システムと比較した、本実施形態における発電設備情報管理システムの特徴的な要素は、発電変動情報分析部１１０、運用時設備情報ＤＢ５２０、運用履歴ＤＢ５３０、自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０、ポテンシャル計算部１２０およびポテンシャル表示部１３０である。
記憶装置５００の運用前設備情報ＤＢ５１０は、設備情報を格納する。この設備情報とは、発電設備の稼働率、所内動力、発電量、効率などの情報である。
運用時設備情報ＤＢ５２０は、発電量、所内動力、燃料消費量、効率などの運転時の情報、および発電変動情報５２１を格納する。この発電変動情報とは、発電設備の発電停止期間とその理由、発電量の出力変動期間とその理由に関する情報である。
運用履歴ＤＢ５３０は、発電変動情報分析結果を格納する。
自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０は、自然エネルギー電源の出力変動を抑制可能な限界値情報（許容出力変動率（%）や許容出力変化幅（kWh）など）を格納する。
図２は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムによる実施手順の一例を示す図である。ここで、表示判断部８０、評価終了判断部９０については、図２中においては条件判断による処理の分岐として説明する。
条件設定部１０は、対象とする発電設備、環境影響要因種（ＣＯ２排出量など）、期間、系統側の対象発電設備（当該設備停止時に代替する発電設備）などを設定する。
次に、設備情報取得部２０は、稼働率、所内動力、発電量、効率などの運用前設備情報を運用前設備情報ＤＢ５１０から取得する。
発電原単位算定部３０は、運用前設備情報ＤＢ５１０から入手した運用前設備情報に、IPCC（Intergovernmental Panel on Climate Change：気候変動に関する政府間パネル）などが公開している燃料情報（熱量など）を加え、発電原単位（g-CO２/kWh）を算定する。この算定方法はＣＤＭ（Clean Development Mechanism：クリーン開発メカニズム）などの公知の手法を用いる。
原単位格納部４０は、発電原単位算定部３０により算定した発電原単位を記憶装置５００の運用履歴ＤＢ５３０に格納する。ここで、運用履歴ＤＢ５３０は、前述した発電原単位の他、原単位格納部４０からの、当該発電原単位の算定に用いた条件である、運用前設備情報ＤＢ５１０から取得した稼働率、効率、燃料発熱量、発電量、所内動力なども格納する。
ここまで説明した計算は、運転開始前の設計情報に基づく計算で、以後の計算である、設備情報更新部５０による計算以後の計算は運転後の情報を用いた計算となる。
設備情報更新部５０は、発電原単位の計算に必要な、発電量、所内動力、燃料消費量、効率などの運転時の情報を運用時設備情報ＤＢ５２０から取得する。
加えて、本実施形態では、設備情報更新部５０は、発電変動情報５２１として、ＣＯ２排出量計算に影響を与える停止期間とその理由、出力変動期間・変動量とその理由に関する情報を運用時設備情報ＤＢ５２０から取得する。
次に、発電変動情報分析部１１０は、自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０から、自然エネルギー電源の出力変動を抑制可能な限界値情報を取得し、設備情報更新部５０により発電変動情報５２１を取得し、これら取得した情報を用いて、発電量が変動した原因を分析して、発電量の変動を回避できるかどうかを明らかにし、その分析結果を運用履歴ＤＢ５３０に発電変動情報分析結果５３１として格納する。また、発電変動情報分析部１１０は、発電原単位の算定のための期間を設定する。この発電変動情報分析部１１０の詳細は後述する。
次に、発電原単位更新部６０は、発電変動情報分析部１１０で設定した期間毎に、発電原単位を算定する。発電原単位更新部６０による発電原単位の算定方法は発電原単位算定部３０による発電原単位の算定方法と同じである。
更新情報格納部７０は、原単位格納部４０と同様に、発電原単位更新部６０により算定した発電原単位とその算定条件の情報を運用履歴ＤＢ５３０に格納する。
続いて、表示判断部８０は、発電原単位の算定結果の表示要求が無い場合は、この旨を評価終了判断部９０に通知する。評価終了判断部９０は、環境影響削減ポテンシャルの評価が終了していない場合は、この旨を設備情報更新部５０に通知する。
一方、表示判断部８０は、発電原単位の算定結果の表示要求がある場合、つまり表示を行うと判断した場合は、この旨をポテンシャル計算部１２０に通知する。
すると、ポテンシャル計算部１２０は、発電変動情報分析結果５３１を含む、運用履歴ＤＢ５３０の情報を用いることで、回避できる環境影響発生量、ここでは削減できるＣＯ２排出量を環境影響削減ポテンシャルとして定量化する。ポテンシャル表示部１３０は、ポテンシャル計算部１２０による計算結果を電力事業者が活用できる形で表示する。ポテンシャル計算部１２０とポテンシャル表示部１３０についての詳細は後述する。
図３は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムのポテンシャル計算部１２０の構成例を示すブロック図である。
図３に示すように、ポテンシャル計算部１２０は、条件設定部１２１、データ取得部１２２、停止理由判断部１２３Ａ、制御可否判断部１２３Ｂ、停止時間積算部１２４Ａ、出力変動量積算部１２４Ｂを有する。これらの機能については後述する。
図４は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムの発電変動情報分析部およびポテンシャル計算部による実施手順の一例を示す図である。
図４に示すように、発電変動情報分析部１１０は、発電変動情報取得部１１１、停止情報分析部１１２Ａ、出力変動情報分析部１１２Ｂ、分析データ格納部１１３、発電原単位算定期間策定部１１４を有する。
ただし、ポテンシャル計算部１２０の停止理由判断部１２３Ａ、制御可否判断部１２３Ｂについては、図４中においては条件判断による処理の分岐として説明する。
図４に示すように、発電変動情報分析部１１０の発電変動情報取得部１１１は、運用時設備情報ＤＢ５２０から発電変動情報５２１を取得する。
次に、停止情報分析部１１２Ａは、発電変動情報取得部１１１により取得した停止情報を分析する。一方、出力変動情報分析部１１２Ｂは、発電変動情報取得部１１１により取得した出力変動情報を自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０からの自然エネルギー電源の出力変動を抑制可能な限界値情報を用いて分析する。分析データ格納部１１３は、それらの分析結果を得て運用履歴ＤＢ５３０内に発電変動情報分析結果５３１として格納する。そして、発電原単位算定期間策定部１１４は、分析データ格納部１１３が得た分析結果の時間区切りに合うように、発電原単位を算定するための期間の区切りを設定する。
図５は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムの停止情報分析部１１２Ａにより分析する停止情報の一例および停止理由判断部の実施手順の一例を示す図である。図５に示すように、発電変動情報分析部１１０の停止情報分析部１１２Ａは、停止情報取得部１１２Ａ１および停止理由判断部１１２Ａ２を有する。
停止情報取得部１１２Ａ１は、図５に示した様な、「計画停止なのか、点検による停止なのか、点検による停止の場合は、その停止計画時間は何時間か」という停止情報を入手する。
そして停止理由判断部１１２Ａ２は、出力情報の事象ごとに、停止情報で示される停止が計画的な停止か否かを判断する。計画的な停止でない場合、停止理由判断部１１２Ａ２は停止の累計時間を算定し、停止情報で示される停止が臨時に発生した停止であると判断する。
また、停止が計画的な停止の場合、停止理由判断部１１２Ａ２は、この停止が設備点検による停止なのか否かを判断する。設備点検による停止でない場合、停止理由判断部１１２Ａ２は停止の累計時間を算定し、停止情報で示される停止が計画的な停止であると判断する。
また、設備点検による停止の場合、停止理由判断部１１２Ａ２は、点検延長があったか否かを判断する。点検延長がない場合、停止理由判断部１１２Ａ２は累計時間を算定し、停止情報で示される停止が計画的な停止であると判断する。
また、点検延長がある場合、停止理由判断部１１２Ａ２は延長時間を算定し、停止情報で示される停止が臨時に発生した停止であると判断する。
停止理由判断部１１２Ａ２は、停止情報で示される停止が臨時に発生した停止である場合、この停止は故障や点検時に明らかになった追加修理を想定しているもので、本来なら回避できると判断する。
図６は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムの出力変動情報分析部の構成例を示すブロック図である。
図７は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムの出力変動情報分析部１１２Ｂの実施手順の一例および出力変動情報分析部１１２Ｂにより生成する出力変動グラフの一例を示す図である。
図７（ａ）に示すように、発電変動情報分析部１１０の出力変動情報分析部１１２Ｂは、変動分析データ生成部１１２Ｂ１、変動分析データ取得部１１２Ｂ２および出力変動理由判断部１１２Ｂ３を有する。
この変動分析データ生成部１１２Ｂ１は、出力変動グラフ表示部１１２Ｂ１１、期間設定部１１２Ｂ１２および分析データ生成部１１２Ｂ１３を有する。
また、図６に示すように、出力変動理由判断部１１２Ｂ３は、設備種別判断部１１２Ｂ３１、変動制御機能有無判断部１１２Ｂ３２、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３および制御可否判断部１１２Ｂ３４を有する。
変動分析データ生成部１１２Ｂ１内の出力変動グラフ表示部１１２Ｂ１１は、発電変動情報取得部１１１により取得した発電変動情報５２１に基づいて、出力変動グラフを作成して表示する。この出力変動グラフの事例を出力変動グラフ例１、例２、例３として、図７（ｂ），（ｃ），（ｄ）に示す。
次に、期間設定部１１２Ｂ１２は、グラフを参照した評価者による図示しない入力装置による操作にしたがって、変動分析を行なうための評価開始時点と終了時点を設定する。この評価開始時点と終了時点までの範囲や刻み幅は、出力変動グラフ例に示したとおり、発電方式の特性により年月単位から時分単位までと多岐にわたる。
例えば、図７（ｂ）に示すように、地熱発電における発電出力は、年月単位での地熱蒸気量の変動により徐々に変動するものであるため、出力変動グラフにおける時間軸の刻み幅および期間設定部１１２Ｂ１２による設定期間は年月単位である。
また、図７（ｃ）に示すように、水力発電における発電出力は、月日単位での渇水などのより変動するものであるため、出力変動グラフにおける時間軸の刻み幅および期間設定部１１２Ｂ１２による設定期間は月日単位である。
また、図７（ｄ）に示すように、太陽光発電における発電出力は、太陽光の照射状況により時刻単位により変動するものであるため、出力変動グラフにおける時間軸の刻み幅および期間設定部１１２Ｂ１２による設定期間は時刻単位である。
分析データ生成部１１２Ｂ１３は、期間設定部１１２Ｂ１２により設定した期間における、発電電力の出力変化量（kWh）および変化率（%）を自動で算出する。これにより、図７（ｂ），（ｃ），（ｄ）に示すように、複数種類の変動分析データを生成することができる。
変動分析データ取得部１１２Ｂ２は、これらの変動分析データを取得し、出力変動理由判断部１１２Ｂ３は、これら取得した変動分析データ毎に、この変動分析データで示される出力変動が制御可能な出力変動であるか否かを判断する。
出力変動理由判断部１１２Ｂ３による判断の具体例を説明する。出力変動理由判断部１１２Ｂ３の設備種別判断部１１２Ｂ３１は、発電設備の種別、つまり発電源が地熱、水力、太陽光、風力などの自然エネルギーであるか自然エネルギー以外であるかを判断する。発電源が自然エネルギーでない場合は、設備種別判断部１１２Ｂ３１は、出力変動を制御可能と判断する。また、発電源が自然エネルギーの場合には、変動制御機能有無判断部１１２Ｂ３２により、発電設備に自然エネルギーによる発電量の変動抑制機能があるか否かの判断が行なわれる。この判断の結果、システムが、変動抑制機能、つまり発電源が自然エネルギーである場合で、この自然エネルギーによる発電量の変動抑制機能がない場合は制御不可と判断される。
一方、変動制御機能有無判断部１１２Ｂ３２による判断の結果、変動抑制機能を有する場合は、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３は、自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０から当該自然エネルギー電源の許容出力変動率（%）や許容出力変化幅（kWh）などの情報を取得し、変動幅や変動率を比較する。そして、制御可否判断部１１２Ｂ３４は、この変動が制御可能な範囲の変動なのか否かを判断する。ここで、制御可否判断部１１２Ｂ３４は、運用データが制御許容値以内であれば、変動を制御可能であり、本来なら回避できると判断する。
次に、ポテンシャル計算部１２０による実施手順について図４を参照して説明する。
図３に示した条件設定部１２１は、環境影響削減ポテンシャルをポテンシャル表示部１３０により表示する際の時間範囲を設定する。そして、データ取得部１２２は、この設定した時間範囲に該当するデータを運用履歴ＤＢ５３０から取得する。
停止理由判断部１２３Ａは、運転停止に関する情報を計画停止と臨時停止とに分類する。停止時間積算部１２４Ａは、停止理由判断部１２３Ａによる各々の分類毎に停止時間を積算し、これらの積算結果を計画停止積算時間、臨時停止積算時間としてポテンシャル表示部１３０に出力する。
一方、制御可否判断部１２３Ｂは、出力変動に関する情報を変動の制御可能と制御不可とに分類し、出力変動量積算部１２４Ｂは、各々の分類毎に出力変動量を積算し、これらの積算結果を制御可能出力変動積算値、制御不可出力変動積算値としてポテンシャル表示部１３０に出力する。
図８は、第１の実施形態における発電設備情報管理システムのポテンシャル表示部１３０の構成例および表示内容の一例を示す図である。
図８（ａ）に示すように、ポテンシャル表示部１３０は、表示方法設定部１３１、データ取得部１３２、グラフ作成部１３３、液晶ディスプレイ装置などの表示部１３４を有する。
ポテンシャル表示部１３０の表示方法設定部１３１は、表示する期間や表示方法の設定（縦軸や横軸の設定）を行う。図８（ｂ）の表示例の通り、縦軸は年間のＣＯ２排出量（t-CO２/年）や、発電原単位（t-CO２/MWh）などである。
データ取得部１３２は、運用履歴ＤＢ５３０から環境影響削減実績値、ここでは年間ＣＯ２削減量や各月の発電源単位の実績値の情報を取得し、さらに、ポテンシャル計算部１２０の出力情報として、計画停止積算時間、臨時停止積算時間、制御可能出力変動積算値、制御不可出力変動積算値を得る。
グラフ作成部１３３は、これらの情報を用いて図８（ｂ）の様な年間ＣＯ２削減量の実績値、３年点検の停止期間、つまり３年ごとに行なう点検による停止期間を１ヶ月削減したと仮定した場合の年間ＣＯ２削減量、出力低下回避時を仮定した場合の年間ＣＯ２削減量、および、３年点検の停止期間を１ヶ月削減して、かつ出力低下回避時を仮定した場合の年間ＣＯ２削減量や発電原単位削減量を示す棒グラフを作成して表示部１３４で表示する。
図８（ｂ）に示した棒グラフのうち、３年点検の停止期間を１ヶ月削減した場合の年間ＣＯ２削減量と年間ＣＯ２削減量の実績値との差分は、３年点検の停止期間を１ヶ月削減した事によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
また、図８（ｂ）に示した、出力低下回避時の年間ＣＯ２削減量と年間ＣＯ２削減量の実績値との差分は、出力低下回避によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
また、図８（ｂ）に示した、３年点検の停止期間を１ヶ月削減して、かつ出力低下回避時の年間ＣＯ２削減量の棒グラフで示される年間ＣＯ２削減量と年間ＣＯ２削減量の実績値との差分は、３年点検の停止期間を１ヶ月削減して、かつ出力低下回避によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
また、グラフ作成部１３３は、運用履歴ＤＢ５３０から取得した情報を用いて、図８（ｂ）の下部分に示す様に、所定の月の発電原単位の実績値、臨時停止回避時の発電原単位、出力低下回避時の発電原単位、および、臨時停止回避かつ出力低下回避時の発電原単位の棒グラフを作成し、表示部１３４で表示する。
図８（ｂ）に示した、発電原単位の実績値と臨時停止回避時の発電原単位との差分は、臨時停止回避によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
また、図８（ｂ）に示した、発電原単位の実績値と出力低下回避時の発電原単位との差分は、出力低下回避によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
また、図８（ｂ）に示した、発電原単位の実績値と臨時停止回避および出力低下回避時の発電原単位との差分は、臨時停止回避かつ出力低下回避によるＣＯ２削減ポテンシャルである。
以上説明したように、第１の実施形態における発電設備情報管理システムは、発電設備の発電停止や出力変動の理由を分析して、回避可能な停止期間と出力変動量を算定し、停止期間の回避や出力変動を回避した場合の環境影響の削減情報を環境影響削減ポテンシャルとして表示することにより、電力事業者に環境影響の改善の可能性を定量的に提示することが可能となるので、発電設備からのＣＯ２排出量といった、環境影響の適正な削減計画の立案に寄与することが可能になる。
（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。なお、以下の各実施形態における発電設備情報管理システムのうち、図１に示したものと同一部分の説明は省略する。
本実施形態では、発電設備の出力変動が制御可能である場合における出力変動制御を行なう際の環境影響を考慮して環境影響削減ポテンシャルを算出することを特徴としている。
図９は、出力変動対策に伴う環境影響増を考慮する環境影響算出のための、第２の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図である。
図９に示すように、本実施形態では、第１の実施形態に対して、出力変動理由判断部１１２Ｂ３は変動制御時環境影響算定部１１２Ｂ３５をさらに備える。
第１の実施形態で説明したように、出力変動理由判断部１１２Ｂ３の制御可否判断部１１２Ｂ３４が、発電源が自然エネルギーである場合における発電量の変動が制御可能であると判断した場合、変動制御時環境影響算定部１１２Ｂ３５は、予め用意した発電出力変動制御用設備（例えば二次電池、水量確保用ポンプ、地熱蒸気量調整用設備など）の設備製造に伴う環境影響、同設備を運転する場合に消費するエネルギーや資源に関する環境影響などを、ライフ・サイクル・アセスメントやＣＤＭの手法を用いて算出し、この算出結果を発電原単位更新部６０に出力する。これにより、発電原単位更新部６０は、出力変動対策に伴う環境影響増を考慮して発電原単位を算定できるので、ポテンシャル計算部１２０は、出力変動対策に伴う環境影響増を考慮して環境影響削減ポテンシャルを計算することができる。ここでの製造段階の環境影響は、全てを計上するのではなく、設備寿命と評価期間との比率で按分するなどの工夫を行う。これら環境影響の算出方法は公知の内容であるため、ここでは詳細の説明は割愛する。
このように、第２の実施形態では、自然エネルギーの出力変動を制御する為に必要な材料やエネルギーにより増加する環境影響を考慮して、環境影響削減ポテンシャルの算出とその表示が可能となる。よって、第１の実施形態と比較して環境影響削減ポテンシャルの計算の精度が向上する。
（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について説明する。本実施形態では、自然エネルギー以外の発電設備において、燃料品質低下に起因して増加する環境影響の制御可否を判断することを特徴としている。
図１０は、第３の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の構成例を示す図である。
図１１は、燃料品質低下による出力低下を考慮する環境影響算出のための、第３の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図である。
図１０に示すように、本実施形態は、第１の実施形態に対して、出力変動理由判断部１１２Ｂ３に燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６と制御可否判断部１１２Ｂ３７を追加している。
燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６は、設備種別判断部１１２Ｂ３１が、評価対象の発電設備の発電源が自然エネルギー以外であると判断した場合に、出力変動が燃料品質の低下に起因するものであるか否かを判断する。例えば、燃料品質の低下に起因する出力変動とは、石炭の品質低下による出力低下や、地熱蒸気中の不純物による出力低下が挙げられる。
次に、燃料品質の低下の有無を判断する方法について説明する。図１２は、燃料品質低下による出力低下を考慮する環境影響算出のための、石炭火力発電出力特性、および石炭ロット使用データの一例を示す図である。
ここでは、発電設備が使用している燃料種別・ロット毎に、使用期間、熱効率(TJ/Gg)のデータが燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６の内部メモリもしくは記憶装置５００に記憶されている。加えて、図１２（ｂ）に示すように、例えば石炭である基準燃料からの熱効率比である発電出力基準比率(%)のデータが燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６の内部メモリもしくは記憶装置５００に記憶されている。
これにより、発電出力が低下した場合に、低下が始まった時点（図１２（ａ）では石炭ロット切替期間の開始時点である○月○日）と、発電出力の低下が落ちついた時点、つまり石炭ロット切替期間が終了した後の別の石炭ロットの使用期間との間における、発電出力の低減度合い(図１２では83％)と、図１２（ｂ）に示した発電出力基準データの使用期間および発電出力基準比率の値を比較し、使用期間および発電出力基準比率の値がおおよそ一致する場合に発電出力の低下が燃料の品質低下、つまり図１２（ｂ）に示したように、使用する石炭ロットを石炭ロットＡから石炭ロットＢに切り替えたことによる品質低下に起因すると判断する。
燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６が、出力変動が燃料品質の低下に起因すると判断した場合、制御可否判断部１１２Ｂ３７は、燃料の品質低下が未然に防止できるか否かを判断する。ここで、燃料の品質低下の有無や品質低下が防止できるかといった判断は運転管理システムとは切り離されて運用していくことも多いと考えられるため、燃料品質低下判断部１１２Ｂ３６と制御可否判断部１１２Ｂ３７における判断は、システム上に表示される選択画面を見ながら運転者が行うようにしてもよい。
このように第３の実施形態では、自然エネルギー以外の発電設備において、燃料品質低下に起因して増加する環境影響の制御可否を判断するので、ポテンシャル計算部１２０は、この環境影響を考慮して環境影響削減ポテンシャルを計算することができる。よって、第１の実施形態と比較して環境影響削減ポテンシャルの精度が向上する。
（第４の実施形態）
次に、第４の実施形態について説明する。
図１３は、第４の実施形態における出力変動理由判断部１１２Ｂ３の実施手順の一例を示す図である。
本実施形態は、第１の実施形態に対して、記憶装置５００は、自然環境情報ＤＢ５５０を更に備える。また、出力変動理由判断部１１２Ｂ３は、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３の後に処理を行なうための自然環境情報比較部１１２Ｂ３８を追加している。
自然環境情報ＤＢ５５０は、発電源が自然エネルギーである場合の当該自然エネルギー自体の変動量、例えば、発電設備が地熱発電設備の場合は蒸気量や温度の変動情報を、発電設備が水力発電設備の場合は水量の変動情報を、発電設備が太陽光・風力発電設備の場合は日照量や風量などの変動情報を格納する。
自然環境情報比較部１１２Ｂ３８は、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３による分析結果である、自然エネ変動抑制性能情報ＤＢ５４０から当該自然エネルギー電源の許容出力変動率（%）や許容出力変化幅（kWh）などの情報を取得した際の、変動幅や変動率の比較結果に対する再検証を行う。すなわち、自然環境情報比較部１１２Ｂ３８は、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３による分析結果と、自然環境情報ＤＢ５５０に格納された、出力変動に関する情報（変動量（kWh）、変動率（%））との比較を行い、自然エネルギーによる発電量の変動が自然現象自体に起因したものであるかを判断する。自然環境情報比較部１１２Ｂ３８は、自然エネルギーによる発電量の変動が自然現象と関係無い変動であると判断した場合は、変動制御可否分析部１１２Ｂ３３による分析結果にエラーが生じている可能性があると判断し、エラー情報を提示する。
このように第４の実施形態では、地熱蒸気量や天候の変動などの自然環境に関する情報を用いて変動制御可否分析部１１２Ｂ３３による分析結果のエラー判断を行うことで、発電量の変動制御可否の判断精度を高めることが可能となる。
（第５の実施形態）
次に、第５の実施形態について説明する。
図１４は、出力変動を評価するための情報を自動生成するための、第５の実施形態における出力変動情報分析部１１２Ｂの構成例を示す図である。
図１４（ａ）に示すように、本実施形態では、第１の実施形態に対して、出力変動情報分析部１１２Ｂは、図７（ａ）に示した出力変動グラフ表示部１１２Ｂ１１、期間設定部１１２Ｂ１２に替えて、期間自動生成部１１２Ｂ１４を有する。
また、図１４（ｂ）に示すように、この期間自動生成部１１２Ｂ１４は、基準出力設定部１１２Ｂ１４１、期間開始時刻決定部１１２Ｂ１４２、期間終了時刻決定部１１２Ｂ１４３を有する。
期間自動生成部１１２Ｂ１４の基準出力設定部１１２Ｂ１４１は、評価者による入力操作にしたがって、出力変動の基準とする出力値を設定する。この設定する値のデフォルト値は、設計時にＣＯ２排出量を算定する場合の出力値とする。
期間開始時刻決定部１１２Ｂ１４２は、発電量が基準出力から外れた時点の時刻情報を自動で登録する。
期間終了時刻決定部１１２Ｂ１４３は、発電量が前述した基準出力への復帰した時刻または、終了時刻に到達した場合は、その時刻を自動で登録する。
このように、第５の実施形態では、出力変動を評価するための変動分析データの評価期間を自動生成することが可能となる。よって、第１の実施形態で説明したような、変動分析データ生成部１１２Ｂ１内の出力変動グラフ表示部１１２Ｂ１１による出力変動グラフの作成、および、期間設定部１１２Ｂ１２による、評価者による操作にしたがった、変動分析を行なうための評価開始時点と終了時点の設定を行なう必要なしに、分析データ生成部１１２Ｂ１３による変動分析データの生成を行なうことができる。
（第６の実施形態）
次に、第６の実施形態について説明する。
図１５は、環境影響低減の計画値と実績値の差分を分析するための、第６の実施形態におけるポテンシャル表示部１３０の構成例および表示画面例を示す図である。
図１５（ａ）に示すように、本実施形態では、第１の実施形態に対し、ポテンシャル表示部１３０のデータ取得部１３２の取得情報が、環境影響削減計画値および環境影響削減実績値の２種類追加されている。また、第１の実施形態と比して、ポテンシャル表示部１３０には、差分分析部１３５が追加される。この差分分析部１３５は、図１５（ｂ）に示すように、データ分析部１３５Ａ、要因分析部１３５Ｂ、差分内訳計算部１３５Ｃおよび出力部１３５Ｄを有する。
差分分析部１３５のデータ取得部１３２は、停止期間、出力変動、効率を運用時設備情報ＤＢ５２０から取得する。そしてデータ分析部１３５Ａは、データ取得部１３２が取得した停止期間、出力変動、効率を比較する。要因分析部１３５Ｂは、停止要因（臨時停止・計画停止）条件の比較と出力低下の制御可否条件の比較を行なう。
差分内訳計算部１３５Ｃは、差分発生要因の内訳（例えば、計画停止、臨時停止、制御可能出力低下、制御不可出力低下、その他（効率低下など））を求める。そして出力部１３５Ｄは、図１５（ａ）に示すような、年間ＣＯ２削減量の計画値と実績値とを示す棒グラフと、年間ＣＯ２削減量の計画値と実績値との差分の発生要因（例えば未達成要因）の内訳を、前述したように計画停止、臨時停止、制御可能出力低下、制御不可出力低下、その他（効率低下など）に区分して表示する。
このように第６の実施形態では、設備設計段階に計画した環境影響削減計画値と実績値とを比較分析し、その差分の発生要因を要因ごとに区分して表示することが可能となるので、環境影響削減ポテンシャルのより有効な表示を行なうことができる。
（第７の実施形態）
次に、第７の実施形態について説明する。
図１６は、発電量差分発生要因の改善可否表示のための、第７の実施形態におけるポテンシャル表示部１３０の差分分析部１３５の構成例および表示画面例を示す図である。
図１６（ａ）に示すように、本実施形態は、第６の実施形態に対し、差分分析部１３５において、差分内訳計算部１３５Ｃの後に処理を行なうためのポテンシャル抽出部１３５Ｅが追加される。
ポテンシャル抽出部１３５Ｅは、差分内訳計算部１３５Ｃで求めた差分発生要因の内訳に対して改善可能な部分（すなわちポテンシャルを有する部分）を抽出し、改善可能な部分と改善不可能な部分とに分ける。抽出においては、事前に、例えば、「計画停止、臨時停止、制御可能出力低下、制御不可出力低下、その他（効率低下など）においては、臨時停止と制御可能出力低下とが回避可能である」と定義をしておくことで自動的に抽出可能となる。このような抽出を行なうことにより、出力部１３５Ｄにより、図１６（ｂ）に示すように、図１５（ｂ）でも示した、差分発生要因の表示を改善可能部分と改善不可能な部分とで区分し、かつ、改善可能な部分についての施策を施した際の年間ＣＯ２削減量のグラフを表示することができる。図１６（ｂ）に示した例では、差分発生要因のうち改善可能な部分は、臨時停止および制御可能出力低下である。
図１７（ｂ）に示した例では、臨時停止の削減（例：３年点検の停止期間１ヶ月削減）を行なった場合の年間ＣＯ２削減量、制御可能な出力低下の回避がなされた場合の年間ＣＯ２削減量、臨時停止の削減（例：３年点検の停止期間１ヶ月削減）かつ制御可能な出力低下の回避がなされた場合の年間ＣＯ２削減量がポテンシャル表示部１３０により表示される。
このように、第７の実施形態では、環境影響低減に関する計画値と実績値の差分の発生要因に対する改善可否が容易に判別でき、改善可能な部分についての施策を施した際の環境影響削減ポテンシャルのグラフを表示することができる。
これらの各実施形態によれば、発電設備からの環境影響の適正な削減計画の立案に寄与することが可能になる発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法を提供することができる。
発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
１０…条件設定部、２０…設備情報取得部、３０…発電原単位算定部、４０…原単位格納部、５０…設備情報更新部、６０…発電原単位更新部、７０…更新情報格納部、８０…表示判断部、９０…評価終了判断部、１１０…発電変動情報分析部、１１１…発電変動情報取得部、１１２Ａ…停止情報分析部、１１２Ａ１…停止情報取得部、１１２Ａ２…停止理由判断部、１１２Ｂ…出力変動情報分析部、１１２Ｂ１…変動分析データ生成部、１１２Ｂ１１…出力変動グラフ表示部、１１２Ｂ１２…期間設定部、１１２Ｂ１３…分析データ生成部、１１２Ｂ１４…期間自動生成部、１１２Ｂ１４１…基準出力設定部、１１２Ｂ１４２…期間開始時刻決定部、１１２Ｂ１４３…期間終了時刻決定部、１１２Ｂ２…変動分析データ例、１１２Ｂ３…出力変動理由判断部、１１２Ｂ３１…設備種別判断部、１１２Ｂ３２…変動制御機能有無判断部、１１２Ｂ３３…変動制御可否分析部、１１２Ｂ３４…制御可否判断部、１１２Ｂ３５…変動制御時環境影響算定部、１１２Ｂ３６…燃料品質低下判断部、１１２Ｂ３７…制御可否判断部、１１２Ｂ３８…自然環境情報比較部、１１３…分析データ格納部、１１４…発電原単位算定期間策定部、１２０…ポテンシャル計算部、１２１…条件設定部、１２２…データ取得部、１２３Ａ…停止理由判断部、１２３Ｂ…制御可否判断部、１２４Ａ…停止時間積算部、１２４Ｂ…出力変動量積算部、１３０…ポテンシャル表示部、１３１…表示方法設定部、１３２…データ取得部、１３３…グラフ作成部、１３４…表示部、１３５…差分分析部、１３５Ａ…データ分析部、１３５Ｂ…要因分析部、１３５Ｃ…差分内訳計算部、１３５Ｄ…出力部、１３５Ｅ…ポテンシャル抽出部、５２０…運用時設備情報、５２１…発電変動情報、５３０…運用履歴ＤＢ、５３１…発電変動情報分析結果、５４０…自然エネ変動抑制性能情報、５５０…自然環境情報ＤＢ。

Claims (8)

  1. 発電設備の停止期間および停止理由を含む、停止の形態に関わる情報、および発電量の変動の理由を含む、変動の形態に関わる情報を記憶する第１の記憶装置と、
    前記第１の記憶装置に記憶される情報を取得し、この取得した情報に含まれる前記停止の形態に関わる情報で示される停止が臨時に発生した停止であるか否かを判断し、前記取得した情報に含まれる前記変動の形態に関わる情報で示される発電量の変動が制御可能か否かを判断する発電変動情報判断手段と、
    前記発電変動情報判断手段による判断結果を記憶する第２の記憶装置と、
    前記第２の記憶装置に記憶された判断結果を取得し、この判断結果をもとに、回避可能な発電停止期間がある場合に当該回避可能な発電停止期間を積算することで環境影響の削減量を計算し、また、回避可能な変動量がある場合に当該回避可能な変動量を積算することで環境影響の削減量を計算する環境影響削減量計算手段とを備えたことを特徴とする発電設備情報管理システム。
  2. 前記発電変動情報判断手段は、
    前記発電に伴う環境影響を削減するために自然エネルギーによる前記発電量の変動量の制御に伴って増加する環境影響を算出し、
    前記環境影響の算出結果を考慮して前記発電設備の発電原単位を算定して、この算定結果を前記第２の記憶装置に記憶する算定手段をさらに備え、
    前記環境影響削減量計算手段は、
    前記第２の記憶装置に記憶された前記判断結果および前記算定結果を取得し、これらの判断結果および算定結果をもとに、回避可能な発電停止期間がある場合に当該回避可能な発電停止期間を積算することで環境影響の削減量を計算し、また、回避可能な変動量がある場合に当該回避可能な変動量を積算することを特徴とする請求項１に記載の発電設備情報管理システム。
  3. 前記発電設備による発電に使用する燃料の発電出力特性を示す情報を記憶する燃料情報記憶装置をさらに備え、
    前記発電変動情報判断手段は、
    前記発電量の変動理由が自然エネルギー以外である場合で、前記発電量が低下した場合に、この発電量の低下度合いと前記燃料情報記憶装置に記憶される情報とに基づいて、この発電量の低下の理由が燃料の品質の低下に起因するものであるか否かを判断し、この品質の低下が回避可能か否かを判断することで、前記発電量の変動が制御可能か否かを判断することを特徴とする請求項１に記載の発電設備情報管理システム。
  4. 前記発電設備による発電源が自然エネルギーである場合の、当該自然エネルギー自体の変動情報を記憶する自然エネルギー情報記憶装置をさらに備え、
    前記発電設備が自然エネルギーの発電源による発電設備であって、この発電設備による発電量の変動の制御機能を有するか否かを判断する第２の判断手段と、
    前記発電量の変動の制御機能を有すると前記第２の判断手段により判断した場合で、前記自然エネルギー自体の変動情報を前記自然エネルギー情報記憶装置から取得し、この取得した変動情報と前記発電量の変動の形態に関わる情報とを比較することで、当該変動が自然エネルギー自体に起因するものであるか否かを判断し、当該変動が自然エネルギー自体に起因するものでないと判断した場合に前記比較のエラー情報を出力する出力手段とをさらに備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電設備情報管理システム。
  5. 発電量の変動の理由を含む、変動の形態に関わる情報の分析のために時間に対する発電量の変動特性において、前記発電量が基準出力から外れた時刻と前記基準出力へ復帰した時刻とに基づいて、発電量の変動の評価期間の開始時と終了時とを自動設定する設定手段をさらに備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電設備情報管理システム。
  6. 前記発電変動情報判断手段は、前記停止の形態に関わる情報および前記発電量の変動の形態に関わる情報を分析することで、計画停止積算期間、臨時停止積算期間、制御可能出力変動積算値、制御不能出力変動積算値を計算し、
    発電設備の設計段階に計画した環境影響削減計画値、環境影響削減実績値を取得し、かつ、前記計算した計画停止積算期間、臨時停止積算期間、制御可能出力変動積算値、制御不能出力変動積算値を取得して、これらを比較分析することで、前記環境影響削減計画値と前記環境影響削減実績値との差分の発生要因を計算する計算手段をさらに備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電設備情報管理システム。
  7. 前記環境影響削減量計算手段は、
    前記環境影響削減計画値と前記環境影響削減実績値との差分の発生要因のうち改善可能な要因を抽出し、この改善可能な要因を改善したと仮定した際の環境影響の削減量を計算することを特徴とする請求項６に記載の発電設備情報管理システム。
  8. 発電設備の停止期間および停止理由を含む、停止の形態に関わる情報、および発電量の変動の理由を含む、変動の形態に関わる情報を記憶する第１の記憶装置から前記記憶される情報を取得し、この取得した情報に含まれる前記停止の形態に関わる情報で示される停止が臨時に発生した停止であるか否かを判断し、前記取得した情報に含まれる前記変動の形態に関わる情報で示される発電量の変動が制御可能か否かを判断し、
    前記判断の結果を第２の記憶装置に記憶し、前記判断の結果を前記第２の記憶装置から取得し、この判断結果をもとに、回避可能な発電停止期間がある場合に当該回避可能な発電停止期間を積算することで環境影響の削減量を計算し、また、回避可能な変動量がある場合に当該回避可能な変動量を積算することで環境影響の削減量を計算することを特徴とする発電設備情報管理システムによる方法。
JP2011213296A 2011-09-28 2011-09-28 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法 Active JP5762909B2 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011213296A JP5762909B2 (ja) 2011-09-28 2011-09-28 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法
PCT/JP2012/074939 WO2013047684A1 (ja) 2011-09-28 2012-09-27 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理方法
CN201280032242.8A CN103635931B (zh) 2011-09-28 2012-09-27 发电设备信息管理系统及发电设备信息管理方法
US14/224,473 US20140207502A1 (en) 2011-09-28 2014-03-25 Power generation facility information management system and power generation facility information management method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011213296A JP5762909B2 (ja) 2011-09-28 2011-09-28 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JP2013073496A JP2013073496A (ja) 2013-04-22
JP5762909B2 true JP5762909B2 (ja) 2015-08-12

Family

ID=47995711

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2011213296A Active JP5762909B2 (ja) 2011-09-28 2011-09-28 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20140207502A1 (ja)
JP (1) JP5762909B2 (ja)
CN (1) CN103635931B (ja)
WO (1) WO2013047684A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10922634B2 (en) * 2017-05-26 2021-02-16 General Electric Company Determining compliance of a target asset to at least one defined parameter based on a simulated transient response capability of the target asset and as a function of physical operation data measured during an actual defined event

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6853930B2 (en) * 2001-02-27 2005-02-08 Hitachi, Ltd. System for aiding the preparation of operation and maintenance plans for a power generation installation
JP4383000B2 (ja) * 2001-03-30 2009-12-16 関西電力株式会社 作業停電調整システム
US7983929B2 (en) * 2003-02-10 2011-07-19 South Dakota School Of Mines And Technology Technique for determining and reporting reduction in emissions of greenhouse gases at a site
WO2005107033A1 (ja) * 2004-04-28 2005-11-10 Sharp Kabushiki Kaisha 発電設備管理システム
US7917252B2 (en) * 2005-06-16 2011-03-29 Panasonic Corporation Load controlling device, load controlling method, load controlling circuit, load controlling program, and computer-readable recording medium where load controlling program is recorded
JP2009085578A (ja) * 2007-10-03 2009-04-23 Aisin Seiki Co Ltd コジェネレーションシステム
JP5047014B2 (ja) * 2008-03-13 2012-10-10 三菱電機株式会社 発電機需給計画装置及び発電機需給計画方法
JP5642156B2 (ja) * 2010-03-18 2014-12-17 株式会社東芝 プラント運転支援システム、プラント運転支援プログラム及びプラント運転支援方法
US8849469B2 (en) * 2010-10-28 2014-09-30 Microsoft Corporation Data center system that accommodates episodic computation

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013047684A1 (ja) 2013-04-04
US20140207502A1 (en) 2014-07-24
JP2013073496A (ja) 2013-04-22
CN103635931B (zh) 2017-05-03
CN103635931A (zh) 2014-03-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Martinez-Anido et al. The impact of wind power on electricity prices
Cochran et al. Grid integration and the carrying capacity of the US grid to incorporate variable renewable energy
US10287988B2 (en) Methods and systems for enhancing operation of power plant generating units and systems
US10534328B2 (en) Methods and systems for enhancing control of power plant generating units
US9945264B2 (en) Methods and systems for enhancing control of power plant generating units
Kumar et al. Power plant cycling costs
Poncelet et al. The importance of integrating the variability of renewables in long-term energy planning models
EP2521083A1 (en) Automated system and method for implementing unit and collective level benchmarking of power plant operations
Wang et al. Optimal dynamic imperfect preventive maintenance of wind turbines based on general renewal processes
Gilbraith et al. Residential demand response reduces air pollutant emissions on peak electricity demand days in New York City
JP2012043421A (ja) 保守最適化の方法及びシステム
WO2018180904A1 (ja) 運転保守管理方法、プログラム、及び運転保守管理システム
Jahns et al. Supply curves for hydro reservoirs–Estimation and usage in large-scale electricity market models
Liu et al. Towards resilience of offshore wind farms: A framework and application to asset integrity management
US20180284706A1 (en) Gas turbine dispatch optimizer
Johnson The price elasticity of supply of renewable electricity generation: Evidence from state renewable portfolio standards
Smith Analysis of hourly generation patterns at large coal-fired units and implications of transitioning from baseload to load-following electricity supplier
Cullen et al. Market dynamics and investment in the electricity sector
Rachmatullah et al. Scenario planning for the electricity generation in Indonesia
JP5762909B2 (ja) 発電設備情報管理システムおよび発電設備情報管理システムによる方法
Zhao et al. Drop‐in ready jet biofuel from carinata: A real options analysis of processing plant investments
Stoll et al. Analysis of modeling assumptions used in production cost models for renewable integration studies
Kim Cleaner but Volatile Energy? The Effect of Coal Plant Retirement on Market Competition in the Wholesale Electricity Market
Vasylyev et al. Best Practices for Electricity Generators and Energy Storage Optimal Dispatch Problems
JP6652481B2 (ja) 運転計画作成装置、運転計画作成方法およびプログラム

Legal Events

Date Code Title Description
RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20131205

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20131212

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20131219

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20131226

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20140108

RD04 Notification of resignation of power of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7424

Effective date: 20140109

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20141216

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150213

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20150310

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150325

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20150512

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20150610

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 5762909

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151