JP6850240B2 - 発電計画策定装置、発電計画策定方法、および発電計画策定プログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、発電計画策定装置、発電計画策定方法、および発電計画策定プログラムに関する。

発電計画策定装置は、発電機の起動時期や発電出力などを定める発電計画の策定用に用いられる装置である。発電計画策定装置の中には、発電機を定期的に検査するための定検計画の作成支援機能を有するものもあり、例えば、発電コストと定検コストがより小さくなるような定検計画の作成を支援する。この場合、発電計画策定装置は例えば、人が作成した定検計画に基づいて、発電コストがより小さくなる発電計画を作成し、これにより発電コストと定検コストとを算出する。その結果、人が発電コストと定検コストとを見ながら定検計画を修正することで、発電コストと定検コストがより小さくなる定検計画を作成することができる。

このような発電計画策定装置としては、需要予測情報と、発電ユニット情報と、定検計画とに基づいて発電計画を作成し、これにより発電コストと定検コストとを算出するものが知られている。しかし、この発電計画策定装置においては、電力取引市場での電力取引が考慮されていないため、電力取引市場での電力取引が将来増加した場合に、発電コストの誤差が大きくなることが問題となる。

また、別の発電計画策定装置としては、電力市場価格予想情報に基づいて、各定検計画で定められた発電停止期間の売上予想額を売電機会損失額として算出し、複数の定検計画の売電機会損失額を比較することで、好ましい定検計画を１つ以上選択するものが知られている。しかし、この発電計画策定装置においては、各定検計画の機会損失額を算出する際に、需要に対する発電コストが最小となる発電計画が考慮されておらず、発電機の定格出力をすべて電力取引市場で売ることを前提に機会損失額を評価している。そのため、算出する機会損失額と実際の損失額との差が大きくなることが問題となる。

また、これらの発電計画策定装置においては、定検計画の修正は人が行っており、発電コストと定検コストがより小さくなる定検計画を作成するために人が試行錯誤する手間が発生する。そのため、この手間を低減することができれば好ましい。

特開２０１０−１１４９６８号公報 特開２０１６−１８４３７７号公報

そこで、本発明の実施形態は、発電計画の策定時に、発電コストや定検コストを高精度に算出することが可能な発電計画策定装置、発電計画策定方法、および発電計画策定プログラムを提供することを課題とする。

一の実施形態によれば、発電計画策定装置は、発電機の特性に関する第１データと、前記発電機の燃料に関する第２データと、前記発電機の定検に関する第３データと、電力需要の予測結果を示す第４データと、電力市場価格の予測結果を示す第５データとを記憶する記憶部を備える。前記装置はさらに、前記第１から第５データに基づいて、前記発電機について発生するコストを算出する演算部を備える。前記装置はさらに、前記コストを出力する出力部を備える。前記演算部は、前記第１から第５データと、前記記憶部に記憶されている前記発電機についての定検計画とに基づいて、前記コストを算出する、または、前記第１から第５データに基づいて、前記定検計画と前記コストとを作成または算出する。

第１実施形態の発電計画策定装置の構成を示すブロック図である。 第１実施形態の発電ユニット情報の一例を示す図である。 第１実施形態の燃料情報の一例を示す図である。 第１実施形態の定検情報の一例を示す図である。 第１実施形態の需要予測情報の一例を示す図である。 第１実施形態の電力市場価格予測情報の一例を示す図である。 第１実施形態の定検計画の一例を示す図である。 第１実施形態の発電計画の一例を示す図である。 第１実施形態の市場取引計画の一例を示す図である。 第１実施形態のコスト情報の一例を示す図である。 第１実施形態の発電計画策定装置の動作例を示すフローチャートである。 第１実施形態の発電単価と増分単価について説明するための図である。 第１実施形態の経済負荷配分について説明するための図である。 第１実施形態の市場取引計画作成処理について説明するための図である。 第２実施形態の発電計画策定装置の構成を示すブロック図である。 第２実施形態の発電計画策定装置の動作例を示すフローチャートである。 第２実施形態の制約条件について説明するための図である。 第２実施形態の要員制約について説明するための図である。

以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。図１〜図１８では、同一または類似の構成に同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

（第１実施形態）
図１は、第１実施形態の発電計画策定装置１の構成を示すブロック図である。図１は、発電計画策定装置１と、入力装置２と、出力装置３とを含む発電計画策定システムを示している。

発電計画策定装置１は、発電計画の策定用に用いられる情報処理装置である。発電計画策定装置１は例えば、発電計画の策定用のコンピュータプログラムがインストールされているＰＣ（Personal Computer）である。このコンピュータプログラムは、発電計画策定プログラムの一例である。本実施形態の発電計画策定装置１は、後述のように、定検計画の作成支援機能を有している。

入力装置２は、ユーザの入力操作を受け付ける装置である。入力装置２は例えば、キーボードやマウスである。

表示装置３は、ユーザに情報を表示する装置である。表示装置３は例えば、液晶ディスプレイである。

発電計画策定装置１は、入力部１１と、記憶部１２と、演算部１３と、出力部１４とを備えている。

入力部１１は、入力装置２から入力されたデータを取得するブロックである。記憶部１２は、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、フラッシュメモリ、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）等からなるメモリやストレージである。上述のコンピュータプログラムは、このストレージにインストールされている。

演算部１３は、マイクロプロセッサ等からなる演算装置であり、発電計画策定装置１の種々の動作を制御する。出力部１４は、記憶部１２に記憶されたデータを表示装置３に出力するブロックである。

記憶部１２は、第１データの一例である発電ユニット情報２１と、第２データの一例である燃料情報２２と、第３データの一例である定検情報２３と、第４データの一例である需要予測情報２４と、第５データの一例である電力市場価格予測情報２５と、定検計画２６と、発電計画２７と、市場取引計画２８と、コスト情報２９とを記憶する。

演算部１３は、発電計画作成部３１と、市場取引計画作成部３２と、コスト算出部３３とを備えている。

発電ユニット情報２１は、発電事業者が所有または運用する発電ユニット（発電機）の特性に関する情報である。

図２は、第１実施形態の発電ユニット情報２１の一例を示す図である。図２に示すように、本実施形態の発電ユニット情報２１は、各発電ユニットの定格出力と、最低出力と、ヒートレート特性と、燃料種別とを含んでいる。ヒートレート特性は例えば、各発電ユニットのヒートレートカーブを２次曲線ｙ＝ａｘ^２＋ｂｘ＋ｃで近似した場合における係数ａ、ｂ、ｃである。なお、ｙはヒートレート（ＭＪ／ｈ）を表し、ｘは発電出力（ＭＷ）を表す。

燃料情報２２は、上記の発電ユニットで使用する燃料に関する情報である。

図３は、第１実施形態の燃料情報２２の一例を示す図である。図３に示すように、本実施形態の燃料情報２２は、燃料種別ごとの単位と、単位発熱量と、年度ごとの発電量単価とを含んでいる。

定検情報２３は、上記の発電ユニットの定検に関する情報である。

図４は、第１実施形態の定検情報２３の一例を示す図である。図４に示すように、本実施形態の定検情報２３は、定検間隔定義情報と、定検定義情報と、要員計画と、要員コストとを含んでいる。図４(ａ)に示す定検間隔定義情報は、定検種別ごとの定検間隔を含んでいる。図４(ｂ)に示す定検定義情報は、発電ユニットごとおよび定検種別ごとの定検期間と、要員計画種別と、最終定検日時とを含んでいる。図４(ｃ)に示す要員計画は、要員計画種別ごとに、作業種別と、各作業が定検期間の日ごとに要する人工とを含んでいる。図４(ｃ)は、要員計画種別ａの要員計画を示している。図４(ｄ)に示す要員コストは、年度ごとおよび月ごとに、要員１人日にかかる費用を含んでいる。要員コストは、作業種別ごとに設定してもよい。

需要予測情報２４は、電力需要の予測結果を示す情報であり、例えば電気事業者が販売する電力の需要を予測した予測データである。

図５は、第１実施形態の需要予測情報２４の一例を示す図である。図５に示すように、本実施形態の需要予測情報２４は、定検計画作成期間にわたる時刻ごとの電力需要の予測値を含んでいる。

電力市場価格予測情報２５は、電力市場価格の予測結果を示す情報であり、例えば日本卸電力取引所におけるスポット市場の価格予測に関する情報である。

図６は、第１実施形態の電力市場価格予測情報２５の一例を示す図である。図６に示すように、本実施形態の電力市場価格予測情報２５は、定検計画作成期間にわたる時刻ごとの電力市場価格の予測値を含んでいる。

定検計画２６は、上記の発電ユニットの定検に関する実施計画である。

図７は、第１実施形態の定検計画２６の一例を示す図である。図７に示すように、本実施形態の定検計画２６は、発電ユニットごとおよび定検種別ごとの定検開始時期と、定検終了時期とを含んでいる。

発電計画２７は、上記の発電ユニットの発電に関する計画であり、演算部１３により出力される。

図８は、第１実施形態の発電計画２７の一例を示す図である。図８に示すように、本実施形態の発電計画２７は、定検計画作成期間にわたる時刻ごとの各発電ユニットの出力を含んでいる。

市場取引計画２８は、上記の発電ユニットから出力される電力に関する市場取引の計画であり、演算部１３により出力される。

図９は、第１実施形態の市場取引計画２８の一例を示す図である。図９に示すように、本実施形態の市場取引計画２８は、定検計画作成期間にわたる時刻ごとの電力取引市場での売り電力量と買い電力量とを含んでいる。

コスト情報２９は、上記の発電ユニットについて発生するコストに関する情報であり、演算部１３により出力される。

図１０は、第１実施形態のコスト情報２９の一例を示す図である。本実施形態のコスト情報２９は、定検計画作成期間にわたる時刻ごとの各発電ユニットの発電コストを含んでいる（図１０(ａ)）。また、本実施形態のコスト情報２９は、定検計画作成期間にわたる月ごとの各発電ユニットの発電コストと、定検コストと、これらのコストの合計値とを含んでいる（図１０(ｂ)）。

演算部１３は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６を記憶部１２から読み込む。発電計画作成部３１と、市場取引計画作成部３２と、コスト算出部３３は、読み込んだ発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６に基づいて、発電計画作成処理と、市場取引計画作成処理と、コスト算出処理とをそれぞれ行う。

その結果、発電計画作成部３１により発電計画２７が作成され、記憶部１２に保存される。また、市場取引計画作成部３２により市場取引計画２８が作成され、記憶部１２に保存される。また、コスト算出処理部３３により上記のコストが算出され、コスト情報２９として記憶部１２に保存される。出力部１４は、記憶部１２に保存された発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９を表示装置３に出力し、発電計画策定装置１のユーザに提供する。

図１１は、第１実施形態の発電計画策定装置１の動作例を示すフローチャートである。具体的には、図１１は、発電計画策定装置１により行われるコスト評価シミュレーション処理のフローを示している。以下、図１１のフローを、図１２〜図１４も参照しつつ説明する。

まず、演算部１３は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６を記憶部１２から読み込み、演算部１３で使用するデータを用意する（ステップＳ１）。

次に、発電計画作成部３１は、読み込んだデータに基づいて、発電計画２７を作成すると共に限界コストを算出する（ステップＳ２）。具体的には、発電計画作成部３１は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、および定検計画２６に基づいて、発電計画２７を作成する。さらに、発電計画作成部３１は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、および定検計画２６に基づいて、限界コストを算出する。

本実施形態の発電計画２７は、例えば、優先順位法により決定された起動ユニットに対し、等ラムダ法による経済負荷配分を行うことにより決定される。具体的には、定格出力時の発電単価の小さい順に需要を賄える発電量を確保するように発電ユニットの起動停止を決定し、起動した発電ユニットの出力を、増分単価が等しく、かつ、需給バランスを満足するように設定する発電計画２７が決定される。

すなわち、以下の（１）式で表される各発電ユニットの定格出力時の発電単価の安い順に発電ユニットを起動する。さらに、以下の（２）式で表されるように、起動した発電ユニットの定格出力の合計が、各時刻における需要と必要予備力の合計を上回るように各発電ユニットの起動停止Ｕ_ｉ(ｔ)を決定する。

ただし、
Ｐ_ｉ ^ｍａｘ：発電ユニットｉの定格出力
Ｆ_ｉ(Ｐ_ｉ)：発電ユニットｉの発電出力Ｐ_ｉにおける発電コスト
（Ｆ_ｉ(Ｐ_ｉ)＝ａ_ｉＰ_ｉ＋ｂ_ｉＰ_ｉ＋ｃ_ｉ）
μ_ｉ ^ｍｉｎ：発電ユニットｉの定格出力Ｐ_ｉ ^ｍａｘでの発電単価
Ｕ_ｉ(ｔ)：時刻ｔにおける発電ユニットの起動停止を表す０−１変数
Ｄ(ｔ)：時刻ｔにおける需要予測値
Ｒ(ｔ)：時刻ｔにおける必要予備力
である。

図１２は、第１実施形態の発電単価と増分単価について説明するための図である。

図１２に示すように、発電ユニットの燃料費特性Ｆ(Ｐ)は、例えば発電出力Ｐの二次関数で表される。発電単価μ＝Ｆ(Ｐ)／Ｐは、燃料費特性曲線上の１点と原点とを通る直線の傾きであり、一般に出力Ｐによって異なる。一般に、発電ユニットの発電単価は定格出力時に最も小さくなるため、コスト最小の発電計画２７を得るために、定格出力時の発電単価μ^ｍｉｎ＝Ｆ(Ｐ^ｍａｘ)／Ｐ^ｍａｘに基づきμ^ｍｉｎの小さい順に発電ユニットを起動する。

また、図１２に示すように、発電ユニットの増分単価λ＝ｄＦ(Ｐ)／ｄＰは、燃料費特性上の１点における接線の傾きである。例えば、Ｆ(Ｐ)が二次関数の場合には、λは発電出力Ｐの一次関数で表される。

そして、各時刻における各発電ユニットの出力は、（３）式で表される等ラムダ則に従って、（４）式の需給バランス式と（５）式の出力上下限制約を満たすように決定される。

ただし、
λ(ｔ)：時刻ｔにおける増分単価（変数）
Ｐ_ｉ(ｔ)：発電ユニットｉの時刻ｔにおける発電出力（変数）
Ｐ_ｉ ^ｍｉｎ：発電ユニットｉの最低出力
である。

このとき、各時刻における限界コストは、（３）〜（５）式を満たすλ(ｔ)となる。

図１３は、第１実施形態の経済負荷配分について説明するための図であり、等ラムダ法による経済負荷配分の詳細を示している。

図１３は、Ｇ１、Ｇ２、Ｇ３の３つの発電ユニットの出力Ｐに対する増分コストを示している。ここでは、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３の合計がＤとなるコスト最小の負荷配分を求める問題を考える。コスト最小の負荷配分では等ラムダ則が成り立つので、各発電ユニットの出力は、ある固定した増分コストλに対応する出力Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３となる。

そして、これらの合計がＤとなるようにλを増減させ、収束計算によりＰ１＋Ｐ２＋Ｐ３＝Ｄとなる負荷配分を求めることができる。また、図１３において、（５）式の出力上下限制約は、増分コストの垂直方向の線分に対応し、λによらず発電出力が出力上下限制約範囲内の値になることを保証する。

次に、市場取引計画作成部３２は、記憶部１２から読み込んだ電力市場価格予測情報２５と、発電計画作成部３１により算出された限界コストとに基づいて、市場取引計画２８を作成する（ステップＳ３）。よって、市場取引計画２８は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６に依存するものとなる。

図１４は、第１実施形態の市場取引計画作成処理について説明するための図である。

図１４に示すように、市場取引計画２８は、電力市場価格予測値と、限界コストと、起動中の各発電ユニットの最大および最小出力と、電力需要値と、必要予備力とに基づいて、例えば以下の（６）式のように決定される。

ただし、
Ｐ_ｘｓ(ｔ)、Ｐ_ｘｂ(ｔ)：電力市場取引における売り電力、買い電力
ｐ_ｍ(ｔ)：電力市場取引の価格予測値
Δｕ、Δｄ：電力市場取引における売買価格の判定閾値
Ｐ_ｘｓ ^ｍａｘ、Ｐ_ｘｂ ^ｍａｘ：電力市場取引における電力の売り上限値、買い上限値
Ｒ_ｄ(ｔ)：時刻ｔにおける必要下げ予備力
である。

すなわち、各時刻において、電力市場取引価格予測値が、限界コスト＋マージンを上回っている場合には、電力市場での売り取引を行う。逆に、各時刻において、電力市場取引価格予測値が、限界コスト−マージンを下回っている場合には、電力市場での買い取引を行う。売り取引の場合には、その取引量は、起動中の各発電ユニットの最大出力合計値から、需要予測値と必要上げ予備力を除いた値に、上限を設けたものである。買い取引の場合には、その取引量は、需要予測値と必要下げ予備力から、起動中の各発電ユニットの最大出力合計値を除いた値に、上限を設けたものである。

図１４は、電力市場価格予測値（以下「電力価格」と呼ぶ）と限界コストが時間と共に変動する様子を示している。限界コストは、需要があと１ＭＷ増えたらいくらのコストが掛かるかの値を示している。一般に、電力価格は、１年の中の季節の変化（夏と冬など）や、１日の中の時間帯の変化（昼と夜など）に応じて変化し、限界コストは、電力価格の影響を受けて変化する。よって、限界コストの変動周期は、電力価格の変動周期に一致することが多いが、電力価格の変動周期からずれることもある。例えば、朝における発電ユニットの立ち上げ時には、このようなずれが生じ得る。本実施形態では、電力価格や限界コストの変化を加味して市場取引計画２８を決定する。

なお、ここでは市場取引計画２８を限界コストに基づいて決定したが、必ずしも限界コストに基づく必要はない。例えば、運転中の各発電ユニットの増分単価の最大値に基づいて市場取引計画２８を決定してもよいし、運転中の各発電ユニットの発電単価の最大値に基づいて市場取引計画２８を決定してもよい。

次に、発電計画作成部３１は、ステップＳ３で作成された市場取引計画２８に基づいて需要予測値を修正し、次の（７）式の需要に対してステップＳ２と同様に発電計画２７を作成する（ステップＳ４）。このようにして、発電計画２７が市場取引計画２８に基づいて修正される。よって、修正された発電計画２７は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６に依存するものとなる。

そして、コスト算出部３３は、記憶部１２から読み込んだ定検情報２３および定検計画２６と、ステップＳ４で作成された発電計画２７と、ステップＳ３で作成された市場取引計画２８とに基づいて、定検コストと、発電コストと、市場取引コスト（市場取引損益）とを算出する（ステップＳ５）。よって、これらのコストは、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、電力市場価格予測情報２５、および定検計画２６に依存するものとなる。

ここで、定検コストは、発電事業者が所有または運用する発電ユニットの定検により発生するコストであり、以下の（８）式により算出される。発電コストは、上記の発電ユニットの発電により発生するコストであり、以下の（９）式により算出される。市場取引コストは、上記の発電ユニットから出力される電力を市場取引により売るための売上コストや、上記の発電ユニットから出力される電力を代替する電力を市場取引により買うための購入コストを含んでおり、以下の（１０）式により算出される。本実施形態の市場取引コストは、市場取引による利益も含み得る概念である。

ただし、
ｍ：定検計画作成期間の開始年月からの経過月数
Ｃ(ｍ)：月ｍにおける要員単価
Ｗ_ｉ(ｍ)：発電ユニットｉの月ｍにおける定検要員
である。

最後に、演算部１３は、発電計画作成部３１により作成（修正）された発電計画２７および限界コストと、市場取引計画作成部３２により作成された市場取引計画２８と、コスト算出部３３により算出されたコスト情報２９とを記憶部１２に記憶し、出力部１４は、記憶部１２に記憶されたデータを表示装置３に出力する（ステップＳ６）。ここで、表示装置３に出力されるデータの一例は、図８に示す発電計画２７と、図９に示す市場取引計画２８と、図１０に示すコスト情報２９である。

なお、出力部１４は、記憶部１２に記憶されたデータを、表示装置３以外の機器に出力してもよい。例えば、当該データを、発電計画策定装置１にネットワークを介して接続された情報処理装置に出力してもよい。この場合、この情報処理装置は、受信したデータを保存してもよいし、受信したデータを画面上に表示してもよい。

以上のように、本実施形態の発電計画策定装置１は、電力市場取引を考慮して発電コストと定検コストとを評価する。これにより、発電計画２７の策定時に、発電コストと定検コストとを高精度に算出することが可能となる。具体的には、電力取引市場での電力取引が増加した場合でも、発電コストの算出精度を高めることができ、よりコストの安い定検計画２６の作成を支援することができる。その結果、ユーザは電力市場取引が考慮された発電コストと定検コストとを見ながら定検計画２６を修正することで、発電コストと定検コストがより小さくなる定検計画２６を作成することが可能となる。

（第２実施形態）
図１５は、第２実施形態の発電計画策定装置１の構成を示すブロック図である。図１５は、図１と同様に、発電計画策定装置１と、入力装置２と、出力装置３とを含む発電計画策定システムを示している。

第１実施形態の発電計画策定装置１は、定検計画２６の作成支援機能を有しており、定検計画２６を人が作成して発電計画策定装置１に入力することを想定している。一方、本実施形態の発電計画策定装置１は、定検計画２６の作成機能を有しており、定検計画２６を発電計画策定装置１が自動的に作成して出力する。

具体的には、本実施形態の演算部１３は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、および電力市場価格予測情報２５を記憶部１２から読み込む。本実施形態の演算部１３は、計画作成・コスト算出部３４を備えており、計画作成・コスト算出部３４が、読み込んだ発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、および電力市場価格予測情報２５に基づいて、発電計画作成処理と、市場取引計画作成処理と、コスト算出処理と、定検計画作成処理とを行う。

その結果、計画作成・コスト算出部３４により定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９が作成または算出され、記憶部１２に保存される。出力部１４は、記憶部１２に保存された定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９を表示装置３に出力し、発電計画策定装置１のユーザに提供する。

例えば、定検計画２６は、図４(ａ)に示す定検間隔定義情報、図４(ｂ)に示す定検定義情報、図４(ｃ)に示す要員計画、図４(ｄ)に示す要員コストなどを利用して作成され、具体的には、図４(ｂ)に示す最終定検日時などを利用して作成される。定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９の作成・算出の詳細は、図１６のステップＳ１２や（１１）〜（２０）式を参照して後述する。

図１６は、第２実施形態の発電計画策定装置１の動作例を示すフローチャートである。具体的には、図１６は、発電計画策定装置１により行われる定検計画作成処理等のフローを示している。以下、図１６のフローを、図１７および図１８も参照しつつ説明する。

まず、演算部１３は、発電ユニット情報２１、燃料情報２２、定検情報２３、需要予測情報２４、および電力市場価格予測情報２５を記憶部１２から読み込み、演算部１３で使用するデータを用意する（ステップＳ１１）。

次に、計画作成・コスト算出部３４は、読み込んだデータに基づいて、定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９を作成または算出する（ステップＳ１２）。

具体的には、（１１）式の目的関数の変数を、（５）式および（１２）〜（２０）式の制約条件下でより小さくなるように決定する。変数の決定は例えば、混合整数計画法などの数理計画法や、遺伝的アルゴリズムのようなメタヒューリスティクスの手法を用いて実行可能である。

以下に、これらの目的関数および制約条件を示す。（１１）〜（２０）式中の記号の意味は、本文の末尾にまとめて示す。

（１１）式の目的関数は、定検コストと発電コストとの和から、電力市場取引による売上げを除いたものである。

ただし、Ｆ_ｉ(Ｐ_ｉ(ｔ)，Ｕ_ｉ(ｔ))＝ａ_ｉＰ_ｉ ^２(ｔ)＋ｂ_ｉＰ_ｉ(ｔ)＋ｃ_ｉＵ_ｉ(ｔ)である。

定検期間に関する制約である定検期間制約を（１２）式に示す。

連続定検に関する制約である連続定検制約を（１３）式に示す。

図１７は、第２実施形態の制約条件について説明するための図である。

図１７に示すように、ある定検計画作成期間の開始日より前の定検計画の開始日と終了日が既知であるとして、この定検計画作成期間の開始後の定検計画を作成する。定検状態Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ)は、定検中であるかどうかを示す０−１変数であり、定検中を１で示す。定検開始状態Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ)は、定検の開始を示す０−１変数であり、定検開始日を１で示す。定検終了状態Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)は、定検の終了を示す０−１変数であり、定検終了日（定検最終日の次の日）を１で示す。

（１２）式の定検期間制約は、前回の定検終了日から定検周期内に定検を実施しなければならない制約を表す。日にちｄが定検終了日であれば、左辺はＥ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１であり、右辺は１以上でなければならない。すなわち、ｄ日からｄ＋ＣＴ_ｉ，ｋ日までの間に定検開始Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ’)＝１が１回以上なければならない（図１７の符号「１」に対応）。また、日にちｄが定検終了日でなければ、左辺はＥ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０であり、右辺が０以上という条件は自動的に満たされ、制約条件として意味を持たない。

（１３）式の連続定検制約は、定検開始後のＭＴ_ｉ，ｋ日間は定検を実施しなければならない制約を示し、これは、日にちｄが定検実施日であれば、日にちｄからＭＴ_ｉ，ｋ日前までに定検を開始していなければならないことを意味する。このとき、左辺はＭ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１であり、右辺は１以上でなければならない。すなわち、ｄ−ＭＴ_ｉ，ｋ日からｄ日までの間に定検開始Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ’)＝１が１回以上なければならない（図１７の符号「２」に対応）。また、日にちｄが定検実施日でなければ、左辺はＭ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０であり、右辺が０以上という条件は自動的に満たされ、制約条件として意味を持たない（図１７の符号「３」に対応）。

定検開始終了日の間隔に関する制約を（１４）式に示す。（１４）式は、日にちｄが定検終了日であれば、Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１であり、日にちｄ−ＭＴ_ｉ，ｋが定検開始日であることを意味し、逆に、日にちｄが定検終了日でなければ、日にちｄ−ＭＴ_ｉ，ｋは定検開始日ではないことを意味する。

定検実施変数間の制約を（１５）式に示す。（１５）式は、日にちｄが定検開始日であれば、Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ−１)−Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ)＝−１であり、Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１、Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０である。日にちｄが定検終了日であれば、Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ−１)−Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１であり、Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０、Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)＝１である。日にちｄが定検開始日でも定検終了日でもなければ、Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ−１)−Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０、Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ)＝Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)＝０である。

定検要員に関する制約である要員制約を（１６）式に示す。

図１８は、第２実施形態の要員制約について説明するための図である。

（１６）式は、日にちｄにおける全発電ユニットの全定検種別の要員合計が上限値Ｗ(ｄ)を超えないことを示している。左辺では、ｄ−ＭＴ_ｉ，ｋ日以前に開始された定検は終了しているため、それよりも後の定検のみを考えればよい。また、左辺は、定検開始日Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ’)＝１のときのみ意味を持つ。そのときの要員は、図１８に示すように、定検開始からΔｄ＝ｄ−ｄ’日目の定検要員ｗ_ｉ，ｋ（ｄ−ｄ’）を必要とすることを意味する。

定検時における発電ユニットの停止に関する制約を（１７）式に示す。これは、定検時には発電ユニットが停止していなければならないことを意味する。

電力の需給バランスに関する需給バランス制約を（１８）式に示す。これは、各時刻ｔにおいて、発電の合計が、取引を考慮した需要と一致しなければならないことを意味する。

予備力に関する制約である予備力制約を（１９）式に示す。これは、各時刻ｔにおいて、起動中の発電ユニットの最大出力の合計が、取引を考慮した需要と必要予備力の合計以上でなければならないことを意味する。

市場取引電力の上下限制約を（２０）式に示す。

なお、（１１）〜（２０）式中の変数の意味は、以下の通りである。
Ｍ_ｉ，ｋ(ｄ)：発電ユニットｉの定検種別ｋの日にちｄにおける定検状態｛０，１｝
Ｓ_ｉ，ｋ(ｄ)：発電ユニットｉの定検種別ｋの日にちｄにおける定検開始状態｛０，１｝
Ｅ_ｉ，ｋ(ｄ)：発電ユニットｉの定検種別ｋの日にちｄにおける定検終了状態｛０，１｝

また、（１１）〜（２０）式中のパラメータの意味は、以下の通りである。
ＭＴ_ｉ，ｋ：発電ユニットｉの定検種別ｋの定検期間
ＣＴ_ｉ，ｋ：発電ユニットｉの定検種別ｋの定検周期
ｃ_ｉ，ｋ(ｄ)：発電ユニットｉの定検種別ｋが日にちｄに開始した時の要員コスト合計
ｗ_ｉ，ｋ(Δｄ)：発電ユニットｉの定検種別ｋの定検開始からΔｄ日目の必要要員（図４の要員計画に対応）
Ｗ(ｄ)：日にちｄにおける総要員上限
Ｔ(ｄ)：日にちｄに対応する時刻ｔの集合

本実施形態の計画作成・コスト算出部３４は、これらの式に基づいて、定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９を作成または算出する。その結果、これらの式の制約を満たす定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９が得られる。

最後に、演算部１３は、計画作成・コスト算出部３４により作成または算出された定検計画２６、発電計画２７、市場取引計画２８、およびコスト情報２９を記憶部１２に記憶し、出力部１４は、記憶部１２に記憶されたデータを表示装置３に出力する（ステップＳ１３）。ここで、表示装置３に出力されるデータの一例は、図７に示す定検計画２６と、図８に示す発電計画２７と、図９に示す市場取引計画２８と、図１０に示すコスト情報２９である。

以上のように、本実施形態の発電計画策定装置１は、電力市場取引を考慮して発電コストと定検コストとを評価する。これにより、発電計画２７の策定時に、発電コストと定検コストとを高精度に算出することが可能となる。

また、本実施形態の発電計画策定装置１は、電力市場取引を考慮して、定検コストや発電コストがより小さくなるような定検計画２６を、人手による試行錯誤なしに自動で作成する。これにより、人手による試行錯誤により定検計画２６を作成する手間を低減することが可能となる。例えば、定検周期等の制約を守りながら、定検コストと発電コストの和が小さくなるような定検計画２６を自動で作成することが可能となる。

なお、第１および第２実施形態の発電計画策定装置１の処理は、例えば、記憶部１２に格納された発電計画策定プログラムを演算部１３により実行することで実現可能である。これらの実施形態では、発電計画策定プログラムを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体を発電計画策定装置１に挿入して、記憶部１２にこのプログラムをインストールしてもよい。また、発電計画策定プログラムをネットワーク上から発電計画策定装置１にダウンロードして、記憶部１２にこのプログラムをインストールしてもよい。

以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規な装置、方法、およびプログラムは、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明した装置、方法、およびプログラムの形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。

１：発電計画策定装置、２：入力装置、３：表示装置、
１１：入力部、１２：記憶部、１３：演算部、１４：出力部、
２１：発電ユニット情報、２２：燃料情報、２３：定検情報、
２４：需要予測情報、２５：電力市場価格予測情報、２６：定検計画、
２７：発電計画、２８：市場取引計画、２９：コスト情報、
３１：発電計画作成部、３２：市場取引計画作成部、
３３：コスト算出部、３４：計画作成・コスト算出部

Claims (13)

1. 発電機の特性に関する第１データと、前記発電機の燃料に関する第２データと、前記発電機の定検に関する第３データと、電力需要の予測結果を示す第４データと、電力市場価格の予測結果を示す第５データとを記憶する記憶部と、
   前記第１から第５データに基づいて、前記発電機について発生するコストを算出する演算部と、
   前記コストを出力する出力部とを備え、
   前記演算部は、前記第１から第５データと、前記記憶部に記憶されている前記発電機についての定検計画とに基づいて、前記コストを算出する、または、前記第１から第５データに基づいて、前記定検計画と前記コストとを作成または算出する、
   発電計画策定装置。
2. 前記演算部はさらに、前記第１から第５データに基づいて、前記発電機についての発電計画と、前記発電機から出力される電力についての市場取引計画とを作成し、
   前記出力部はさらに、前記発電計画と前記市場取引計画とを出力し、
   前記演算部はさらに、前記第１から第５データと前記定検計画とに基づいて、前記発電計画と前記市場取引計画とを作成する、または、前記第１から第５データに基づいて、前記発電計画、前記市場取引計画、および前記定検計画を作成する、
   請求項１に記載の発電計画策定装置。
3. 前記演算部は、前記発電機について限界コスト、増分単価、または発電単価を算出し、前記限界コスト、前記増分単価、または前記発電単価に基づいて前記市場取引計画を作成する、請求項２に記載の発電計画策定装置。
4. 前記演算部は、前記発電計画と前記市場取引計画とを作成し、前記発電計画と前記市場取引計画とに基づいて前記コストを算出する、請求項２または３に記載の発電計画策定装置。
5. 前記演算部は、前記発電計画と前記市場取引計画とを作成し、前記市場取引計画に基づいて前記発電計画を修正し、修正された前記発電計画と前記市場取引計画とに基づいて前記コストを算出する、請求項４に記載の発電計画策定装置。
6. 前記演算部は、前記発電機の定検に関する制約を満たすように、前記コストを算出する、請求項１に記載の発電計画策定装置。
7. 前記制約は、前記発電機の定検要員に関する要員制約を含む、請求項６に記載の発電計画策定装置。
8. 前記出力部は、前記演算部が前記第１から第５データに基づいて前記定検計画と前記コストとを作成または算出した場合に、前記演算部により作成または算出された前記定検計画と前記コストとを出力する、請求項１、６、または７に記載の発電計画策定装置。
9. 前記演算部により算出される前記コストは、前記発電機の発電により発生する発電コストと、前記発電機の定検により発生する定検コストとを含む、請求項１から８のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
10. 前記演算部により算出される前記定検コストは、前記発電機の定検要員に要するコストを含む、請求項９に記載の発電計画策定装置。
11. 前記演算部により算出される前記コストは、前記発電機から出力される電力を市場取引により売るための売上コストと、前記発電機から出力される電力を代替する電力を市場取引により買うための購入コストとを含む、請求項１から１０のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
12. 発電機の特性に関する第１データと、前記発電機の燃料に関する第２データと、前記発電機の定検に関する第３データと、電力需要の予測結果を示す第４データと、電力市場価格の予測結果を示す第５データとを記憶部から取得し、
    前記第１から第５データに基づいて、前記発電機について発生するコストを演算部により算出し、
    前記コストを出力部により出力する、
    ことを有する発電計画策定方法であって、
    前記演算部は、前記第１から第５データと、前記記憶部に記憶されている前記発電機についての定検計画とに基づいて、前記コストを算出する、または、前記第１から第５データに基づいて、前記定検計画と前記コストとを作成または算出する、
    発電計画策定方法。
13. 発電機の特性に関する第１データと、前記発電機の燃料に関する第２データと、前記発電機の定検に関する第３データと、電力需要の予測結果を示す第４データと、電力市場価格の予測結果を示す第５データとを記憶部から取得し、
    前記第１から第５データに基づいて、前記発電機について発生するコストを演算部により算出し、
    前記コストを出力部により出力する、
    ことを有する発電計画策定方法をコンピュータに実行させる発電計画策定プログラムであって、
    前記演算部は、前記第１から第５データと、前記記憶部に記憶されている前記発電機についての定検計画とに基づいて、前記コストを算出する、または、前記第１から第５データに基づいて、前記定検計画と前記コストとを作成または算出する、
    発電計画策定プログラム。

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