JPWO2011114703A1 - 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 - Google Patents

Abstract

一実施形態のプラント運転支援システムは、火力発電設備と前記火力発電設備の動力源の一部の熱エネルギ及び発電された電力の一部を動力源とする二酸化炭素回収設備とを備えたプラントの運転を支援するものであり、条件設定部と、特性データ記憶部と、予測部と、を具備する。条件設定部は、このプラント運転支援システムは、前記プラントから外部に給電すべき給電量と、前記火力発電設備より発生する二酸化炭素の目標の回収率と、を設定する。特性データ記憶部は、前記火力発電設備の運転出力に応じて変化する前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収能力を表す特性データを記憶する。予測部は、前記条件設定部による設定内容と前記特性データ記憶部により記憶された記憶内容とに基づいて、前記火力発電設備での燃料の消費量と前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収量とを予測する。

Description

本発明の実施形態は、二酸化炭素の回収設備を備えた火力発電プラントを運転する場合に有用な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に関する。

製鉄所設備を利用したＣＯ_２の分離回収システムの運用方法が提案されている（例えば特許文献１参照）。この運用方法では、製鉄の過程で製鉄所設備から発生する副生ガス及び排熱を製鉄所設備に付随させた事業者側設備へ供給する。

事業者側設備では、供給された排熱を利用して副生ガスからＣＯ_２を分離回収する。この際、副生ガス及び排熱の供給量を計測し、この計測された供給量に応じて事業者側へランニングコストを課金する。この結果、ＣＯ_２の分離回収システムの運用が事業として成立される。

また、火力発電プラントへ上述したようなＣＯ₂回収設備を設置することなども進められている。ＣＯ_２回収設備を備えた火力発電プラントでは、いわゆるＣＯ_２の排出権取引を想定して、火力発電時に排ガスとして生じるＣＯ_２の回収量や燃料の消費量などを予測することが求められる。

特許第４０３５４５１号公報

ここで、火力発電プラントに設置されるＣＯ_２回収設備は、例えば蒸気タービン発電機などの動力源である蒸気の一部と実際に発電された電力の一部とを動力源として、稼働することが想定される。このため、前記の蒸気タービン発電機などの運転出力（稼働のパワー）を変更した場合、ＣＯ_２回収設備側に供給される蒸気の温度や圧力の状態なども変化する。この変化に伴い、ＣＯ_２回収設備によるＣＯ_２の回収能力も変化することになる。

つまり、蒸気の温度や圧力の状態が変わると、蒸気から熱を取り出せる効率なども変化するため、ＣＯ_２回収設備を効率良く稼働させるための最適な条件も変わってくる。したがって、上述したＣＯ_２の回収量や燃料の消費量を高い精度で予測するためには、蒸気タービン発電機などの運転出力に応じて変化する蒸気の状態、すなわち、ＣＯ_２回収設備側に供給される熱エネルギ量などの変化を考慮した予測計算が必要となる。

ＣＯ_２の回収量の予測方法として、例えば、ＩＰＣＣ（Intergovernmental Panel on Climate Change）の報告において、機器の運転条件などを表す条件値として平均値や代表値といった固定的な値を用いた予測計算方法などが現状では適用されている。このような実情を踏まえたうえで、火力発電プラントの運営側は、ＣＯ_２の効率的な回収や効率の良い燃料の消費を実現できる火力発電設備の最適な運転条件を、把握しておきたいところである。

本発明は、二酸化炭素の回収設備を備えた火力発電プラントの効率的な運転を支援することができる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の提供を目的とする。

一実施形態のプラント運転支援システムは、火力発電設備と前記火力発電設備の動力源の一部の熱エネルギ及び発電された電力の一部を動力源とする二酸化炭素回収設備とを備えたプラントの運転を支援するものであり、条件設定部と、特性データ記憶部と、予測部と、を具備する。条件設定部は、このプラント運転支援システムは、前記プラントから外部に給電すべき給電量と、前記火力発電設備より発生する二酸化炭素の目標の回収率と、を設定する。特性データ記憶部は、前記火力発電設備の運転出力に応じて変化する前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収能力を表す特性データを記憶する。予測部は、前記条件設定部による設定内容と前記特性データ記憶部により記憶された記憶内容とに基づいて、前記火力発電設備での燃料の消費量と前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収量とを予測する。

第１の実施形態に係るプラント運転支援システムのハードウェア構成を示す機能ブロック図。 図１のプラント運転支援システムのソフトウェア構成を示す機能ブロック図。 図１、図２のプラント運転支援システムによるＣＯ_２の回収量及び燃料の消費量を予測するための処理の流れを概念的に示す図。 図１のプラント運転支援システムと構成を比較するための参考例のシステム構成を示す機能ブロック図。 図２のプラント運転支援システムのソフトウェア構成と各部の処理の流れをより詳細に示す図。 図５のプラント運転支援システムが備える特性保管部に記憶された熱要求特性を表す図。 図６Ａの熱要求特性と構成が異なる他の熱要求特性を表す図。 図５のプラント運転支援システムが備える特性保管部に記憶された電力要求特性を表す図。 図７Ａの電力要求特性と構成が異なる他の電力要求特性を表す図。 図５のプラント運転支援システムが備える特性保管部に記憶された熱有効率特性を表す図。 図８Ａの熱有効率特性と構成が異なる他の熱有効率特性を表す図。 図５のプラント運転支援システムが備える特性保管部に記憶された発電機効率特性を表す図。 第２の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第３の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第４の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第５の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第６の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第７の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第８の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第９の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第１０の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第１１の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。 第１２の実施形態に係るプラント運転支援システムを示す機能ブロック図。

以下、本発明を実施するための形態を図面に基づき説明する。

（第１の実施の形態）
図１に示すように、本実施形態に係るプラント運転支援システム１Ａは、火力発電設備とＣＯ_２回収設備とを備えた火力発電プラントで好適に利用されるものであって、ＣＯ_２（二酸化炭素）の回収量や燃料の消費量を予測可能なシステムである。このプラント運転支援システム１Ａは、バス６を介して接続されたＣＰＵ３、記憶部７、入力操作部５及び表示部２をハードウェアとして主に備えている。

表示部２は、ＣＲＴや液晶ディスプレイなどの表示装置で実現されている。入力操作部５は、例えばキーボードやマウスなどの入力装置で構成されており、オペレータにより入力操作された情報を受け付ける。記憶部７は、プラント運転支援プログラム９（プログラム本体）を格納するＨＤＤなどの外部（補助）記憶装置とＲＡＭなどで実現されるメインメモリとを備える。

ＣＰＵ３は、外部記憶装置に格納されたプラント運転支援プログラム９をメインメモリ上にロードする。この結果、図２に示すように、特性データ記憶部として機能する特性保管部８、条件設定部１０、予測部３２及び出力部２５がソフトウェアにより実現される。なお、これら特性保管部８、条件設定部１０、予測部３２及び出力部２５は、電子部品を組み合わせたハードウェアにより実現されてもよい。

ここで、本実施形態のプラント運転支援システム１Ａが適用される対象の火力発電プラントは、次のように構成されている。すなわち、図３に示すように、上記した火力発電設備は、蒸気タービンと発電機とを一体的に構成した蒸気タービン発電機や、この蒸気タービン発電機の動力源となる蒸気を発生させるボイラなどを備えている。

ＣＯ_２回収設備は、例えば化学吸収法を適用して、上記火力発電設備より発生する排ガスからＣＯ_２を回収する。化学吸収法を用いるこのＣＯ_２回収設備は、吸収液の吸収と放出特性を利用してＣＯ_２を分離する。ＣＯ_２回収設備は、火力発電設備（蒸気タービン発電機）の動力源となる熱エネルギの一部、つまりボイラの発生させる蒸気から得られる熱量の一部と、蒸気タービン発電機で発電された電力と、を動力源として稼働される。

詳細には、ＣＯ_２回収設備は、例えば吸収塔と再生塔とを備える。排ガスが、まず吸収塔に導引され、そこで吸収液が排ガス中の二酸化炭素を吸収して、いわゆるＣＯ_２リッチな溶液になる。この吸収液が再生塔において加熱されると、二酸化炭素が放出されて再びＣＯ_２リーンな溶液となる。このサイクルの繰り返しによって、ＣＯ_２回収設備は、排ガス中から連続してＣＯ_２を分離回収する。なお、ＣＯ_２回収設備は、上記の化学吸収法に代えて、膜分離法を用いて排ガス中からＣＯ_２を回収してもよい。

プラント運転支援システム１Ａが備える上記した条件設定部１０では、図１、図２に示すように、表示部２に例えばＧＵＩ表示される対話画面などを参照しつつ、オペレータが、入力操作部５を介して入力（指定）した条件を設定する。具体的には、条件設定部１０では、入力操作部５から入力された＜１＞送電端発電量［単位：ＧＷｈ／Ｔ］と、＜２＞ＣＯ₂回収率［単位：％／Ｔ］と、が少なくとも設定される。

＜１＞送電端発電量は、例えば商用電源などとして、火力発電プラントの外部に給電（供給）すべき給電量（供給電力量）である。また、このように設定される＜１＞送電端発電量の値などに対応させて、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）が決定される。＜２＞ＣＯ_２回収率は、火力発電設備より排ガスとして発生する全二酸化炭素のうちから、回収目標の二酸化炭素の割合をパーセンテージで表す。

ここで、本実施形態の条件設定部１０では、入力操作部５から入力される＜３＞所内電源使用量［単位：ＧＷｈ／Ｔ］と＜４＞使用燃料種別とがさらに設定される。＜３＞所内電源使用量は、ＣＯ_２回収設備を除く、火力発電プラント内の電気機器などを稼働させるために使用する電力量である。なお、＜３＞所内電源使用量は、後述する《４》発電機効率特性［単位：％］に含めて考えることも可能である。したがって、当該＜３＞所内電源使用量に相当する電力量を考慮して《４》発電機効率特性が決められている場合には、＜３＞所内電源使用量の設定（入力）が省略される。

＜４＞使用燃料種別は、火力発電設備のボイラで燃料として使用される炭素の種別（炭素種）を表す。なお、ボイラで使用する燃料としては、炭素の他に重油やＬＮＧ（液化天然ガス）などを適用することも可能である。この場合、使用燃料種別の内訳に重油やＬＮＧが加えられる。また、石炭種により定まるＣＯ_２排出係数（CO₂ Emission Factor）や真発熱量（NET Calorific Value）などの値が予め分かっている場合には、これらの値を入力することで石炭種を特定できるため、＜４＞使用燃料種別の設定（入力）を省略できる。

一方、特性保管部８は、後に詳述する《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、及び《３》熱有効率特性を、特性データとして少なくとも記憶している。これらの特性データは、蒸気タービン発電機（火力発電設備）の運転出力の値に応じて変化するＣＯ_２回収設備でのＣＯ_２の回収能力を表す情報である。蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）とは、仕様上の定格の運転パワーを基準（１００％）として、どの程度の割合の運転パワーで蒸気タービン発電機を稼働させているかをパーセンテージで表した情報である。

また、本実施形態の特性保管部８は、これらの特性データに加え、《４》発電機効率特性をさらに記憶している。この《４》発電機効率特性は、蒸気タービン発電機の運転出力の値に応じて変化する蒸気タービン発電機の発電の効率を表す特性データである。なお、このような《４》発電機効率特性として、蒸気タービン発電機の発電の効率を、蒸気タービン発電機の運転出力に応じて変えない、固定値（一定値）を適用してもよい。

本実施形態のＣＯ_２回収設備は、上述したように、蒸気タービン発電機の動力源である蒸気から得られる熱エネルギの一部と、実際に発電された電力の一部と、を動力源として稼働される。このため、蒸気タービン発電機の運転出力を変更した場合、蒸気の温度や圧力の状態なども同時に変化し、これに伴いＣＯ_２回収設備によるＣＯ_２の回収能力も変化する。具体的には、蒸気の温度や圧力の状態が変わると、蒸気から熱を取り出せる効率（熱有効率）なども変化するため、ＣＯ_２回収設備を効率良く稼働させるための最適な条件も変わってくる。

図４は、プラント運転支援システム１Ａと構成を比較するための参考例のシステムを示す。参考例のシステムは、プラント運転支援システム１Ａと異なり、特性保管部８及び後述する発電条件算定部１２を有しておらず、さらに、条件設定部１０の代わりに、条件設定部１０ａを備える。条件設定部１０ａには、上述した《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、《３》熱有効率特性、及び《４》発電機効率特性に、それぞれ対応する＜５＞熱要求量（ＣＯ_２回収設備の稼働のために必要な蒸気から得られる熱量）、＜６＞電力要求量（ＣＯ_２回収設備の稼働のために必要な電力量）、＜７＞熱有効率、及び＜８＞発電機効率が固定値（一定値）として設定される。

したがって、参考例のシステムでは、蒸気タービン発電機の運転出力に応じて変化する蒸気の温度や圧力の状態、すなわち、ＣＯ_２回収設備側に供給される熱エネルギ量の変化などが考慮されていない。このため、参考例のシステムでは、例えば、ＣＯ_２の回収量や燃料の消費量を高い精度で予測することが困難となる。

これに対して、本実施形態のプラント運転支援システム１Ａは、図２に示すように、参考例のシステムが有していない特性保管部８と、予測部３２に含まれる発電条件算定部１２と、をさらに備えている。予測部３２は、上記の発電条件算定部１２に加え、総出力量計算部１４及びＣＯ_２回収量計算部１６、並びに、計算を行う場合に前記した《４》発電機効率特性を用いる発電機原単位計算部１５及び燃料消費量計算部１７をさらに有する。

図５に示すように、発電条件算定部１２は、総出力量自動設定部１２ａと、回収設備要求量取得部１２ｂと、発電機熱有効率取得部１２ｃと、総出力量検証部１２ｄと、を備える。総出力量自動設定部１２ａは、後述する発電機総出力量の仮定値を自動設定する。回収設備要求量取得部１２ｂは、《１》熱要求特性及び《２》電力要求特性を参照しつつ必要熱量及び必要電力量を得る。発電機熱有効率取得部１２ｃは、《３》熱有効率特性を参照しつつ蒸気から熱を取り出せる効率（熱有効率）を得る。総出力量検証部１２ｄは、総出力量計算部１４による算出結果を検証する。

特性保管部８に記憶されている《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、《３》熱有効率特性、及び《４》発電機効率特性についてそれぞれ説明する。《１》熱要求特性は、図６Ａに示すように、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）［％］の値に応じて異なる＜２＞ＣＯ_２回収率［％／Ｔ］と必要熱量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］との関係をグラフ形式で表現可能な特性データである。

図６Ｂに示すように、《１》熱要求特性は、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）に応じた＜２＞ＣＯ_２回収率と必要熱量との関係を点でプロットした特性データであってもよい。図６Ｂの例示（例２）では、ＣＯ_２回収率を可変するような運転をしない運転制約がある場合などに適用される。さらに、図６Ｂの例では、２台のＣＯ_２回収設備を設置することなどを想定しており、１台運転時と２台運転時との両運転条件に対応するために２つのプロットデータが存在する。

ここで、図６Ａ及び図６Ｂ中の「ｔ−ＣＯ_２」は、種々の温室効果ガス(ＣＯ_２、メタン、一酸化二窒素など)をＣＯ_２の温室効果に換算し、単位、ｔ(トン)で表した値である。「ＫＷｈ」は、ＣＯ_２回収設備の稼働のために用いる熱量を電気換算した量にするために適用されている。なお、「Ｔ」は、入力操作部５を介して予め入力された、年間（例えば年間平均値を得るための時間間隔）、月間、日、時、分などの単位期間である。つまり、このような《１》熱要求特性は、ＣＯ_２回収設備によるＣＯ_２回収率と、ＣＯ_２を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたり熱量の電力換算量との相関関係を、火力発電設備の運転出力に対応付けて表した特性データ（第１の回収能力特性）である。

図５、図６Ａに示すように、発電条件算定部１２は、条件設定部１０に設定された例えば＜１＞送電端発電量の値などに基づき、蒸気タービン発電機の運転出力を決定する。さらに、発電条件算定部１２の回収設備要求量取得部１２ｂは、上記の《１》熱要求特性を参照しつつ、条件設定部１０に設定された＜２＞ＣＯ_２回収率と前記決定した運転出力とに対応した必要熱量を得る。

《２》電力要求特性は、図７Ａに示すように、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）［％］の値に応じて異なる＜２＞ＣＯ_２回収率［％／Ｔ］と必要電力量（ＣＯ_２回収設備の稼働のために用いる電力量）［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ₂］との関係をグラフ形式で表現可能な特性データである。また、図７Ｂに示すように、《２》電力要求特性は、蒸気タービン発電機の運転出力に応じて異なる＜２＞ＣＯ_２回収率［％／Ｔ］と必要電力量との関係を表形式で表現できるデータであってもよい。

すなわち、《２》電力要求特性は、ＣＯ_２回収設備による二酸化炭素の回収率とＣＯ_２を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたりの電力量との相関関係を、火力発電設備の運転出力に対応付けて表した特性データ（第２の回収能力特性）である。また、図５、図７Ａ、図７Ｂに示すように、発電条件算定部１２の発電機熱有効率取得部１２ｃは、《２》電力要求特性を参照し、前記決定された蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）と、条件設定部１０に設定された＜２＞ＣＯ_２回収率と、に対応した必要電力量を得る。

《３》熱有効率特性は、図８Ａに示すように、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）［％］の値に応じて異なる必要熱量（ＣＯ_２回収設備の稼働のために用いる熱の電気換算量）［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］と熱有効率（蒸気から熱を取り出せる効率）［％］との関係をグラフ形式で表現可能な特性データである。また、《３》熱有効率特性は、図８Ｂに示すように、蒸気タービン発電機の運転出力に応じて異なる必要熱量と熱有効率との関係を表形式で表現できるデータであってもよい。

つまり、《３》熱有効率特性は、火力発電設備から熱エネルギを取り出せる効率と二酸化炭素を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたり熱量の電力換算量との相関関係を、火力発電設備の運転出力に対応付けて表した特性データ（第３の回収能力特性）である。図５、図８Ａ、図８Ｂに示すように、発電条件算定部１２の発電機熱有効率取得部１２ｃは、《３》熱有効率特性を参照しつつ、上記したように決定された蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）と必要熱量とに対応した熱有効率を得る。

したがって、《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、及び《３》熱有効率特性では、図６Ａ、図７Ａ、図８Ａに例示したように、蒸気タービン発電機の運転出力の値に応じて、＜２＞ＣＯ_２回収率（又は熱有効率）と、ＣＯ_２換算の温室効果ガスの単位質量あたりに必要な（熱又は）電気エネルギ量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］と、の相関関係が変化する。つまり、これら《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、及び《３》熱有効率特性は、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）の値に応じて変化するＣＯ_２回収設備でのＣＯ_２の回収能力を表す特性データである。

《４》発電機効率特性は、蒸気タービン発電機の運転出力［％］と蒸気タービン発電機の発電の効率である発電機効率［％］との関係を表す特性データである。発電条件算定部１２は、図５、図９に示すように、＜１＞送電端発電量の値などに応じて決定した蒸気タービン発電機の運転出力［％］に対応する発電機効率［％］を得る。

本実施形態のプラント運転支援システム１Ａが備えるＣＯ_２の回収量や燃料の消費量を予測するための機能について説明する。予測部３２は、図５に示すように、条件設定部１０により設定された設定内容と特性保管部８により記憶された記憶内容とに基づいて、火力発電設備で消費する燃料の消費量と、ＣＯ_２回収設備でのＣＯ_２の回収量と、を予測する。出力部２５は、予測部３２により予測された燃料の消費量とＣＯ_２の回収量とを表示部２に可視的に表示させるための情報を出力する。

具体的には、図３、図５に示すように、予測部３２が有する発電条件算定部１２は、熱補正要求量ＢＰ［ＧＷｈ／Ｔ］及びＣＯ_２回収エネルギ量ＢＯ［ＧＷｈ／Ｔ］を、それぞれ下記の式１、式２に基づき算出する。

ＢＰ＝ＢＳ／｛ＢＬ／１００｝ …式１
ＢＯ＝ＢＰ＋ＢＱ …式２

すなわち、発電条件算定部１２は、回収設備要求量取得部１２ｂが《１》熱要求特性を参照して得た必要熱量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］に基づき、ＣＯ_２回収設備の稼働のために単位期間Ｔあたりの必要な熱エネルギ量を電気換算した熱要求量ＢＳ［ＧＷｈ／Ｔ］を求める。さらに、発電条件算定部１２は、発電機熱有効率取得部１２ｃが《３》熱有効率特性を参照して得た熱有効率ＢＬ［％］を上記式１に代入し、熱要求量ＢＳ［ＧＷｈ／Ｔ］から熱量の損失分を除いた熱補正要求量ＢＰ［ＧＷｈ／Ｔ］を算出する。

また、発電条件算定部１２は、回収設備要求量取得部１２ｂが《２》電力要求特性を参照して得た必要電力量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］に基づき、ＣＯ_２回収設備の稼働のために単位期間Ｔあたりの必要な電気エネルギ量を表す電力要求量ＢＱ［ＧＷｈ／Ｔ］を求める。さらに、発電条件算定部１２は、求めた電力要求量ＢＱ［ＧＷｈ／Ｔ］と上記した熱補正要求量ＢＰとを式２に代入し、ＣＯ_２回収設備の稼働に必要な電気エネルギ量と熱エネルギ量とを加算したＣＯ_２回収エネルギ量ＢＯ［ＧＷｈ／Ｔ］を算出する。

また、図３、図５に示すように、総出力量計算部１４は、下記の式３に基づき、＜１＞送電端発電量ＡＨ［ＧＷｈ／Ｔ］と、所内電源使用量ＡＭ［ＧＷｈ／Ｔ］と、上記のＣＯ_２回収エネルギ量ＢＯ［ＧＷｈ／Ｔ］と、を加算し、発電機総出力量ＡＧを算出する。

ＡＧ＝ＡＨ＋ＡＭ＋ＢＯ …式３

つまり、発電機総出力量ＡＧは、火力発電設備内の蒸気タービン発電機で発電される全発電量と、火力発電設備側からＣＯ_２回収設備側へ供給される蒸気の量（蒸気から得られる熱の電気換算量）と、を総合計した火力発電設備からの全出力量を表している。

発電機原単位計算部１５は、条件設定部１０で設定された＜４＞使用燃料種別と、《４》発電機効率特性を参照して求まる発電機効率ＡＣ［％］と、総出力量計算部１４で算出された発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］とから、発電機原単位ＡＥ［ｔＣＯ_２／ＭＷｈ］を算出する。ここで、「ｔＣＯ_２」は、ＣＯ₂の質量を単位、ｔ(トン)で表した値である。この算出には、京都メカニズムにおけるＣＤＭ（Clean Development Mechanism）の方法論などの公知の方法を利用できる。

ＣＯ_２回収量計算部１６は、発電機ＣＯ_２排出量ＡＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］、ＣＯ_２回収量ＢＥ、及びＣＣＳ（Carbon dioxide Capture and Storage）ＣＯ_２排出量ＢＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を、下記の式４〜式６に基づき算出する。

ＡＩ＝ＡＧ＊ＡＥ …式４
ＢＥ＝ＡＩ＊ＢＣ／１００ …式５
ＢＩ＝ＡＩ−ＢＥ …式６

すなわち、図３、図５に示すように、ＣＯ_２回収量計算部１６は、式４に基づき、発電機原単位計算部１５で算出された発電機原単位ＡＥ［ｔＣＯ_２／ＭＷｈ］と総出力量計算部１４で算出された発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］とを積算して、火力発電設備から発生する排ガス中に含まれるＣＯ_２の量を表す発電機ＣＯ_２排出量ＡＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を求める。なお、ＭｔＣＯ_２は、ＣＯ_２の質量を単位、Ｍｔ(メガトン)で表した値である。

また、図３、図５に示すように、ＣＯ_２回収量計算部１６は、式５に基づき、上記の発電機ＣＯ_２排出量ＡＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］にＣＯ_２回収率ＢＣ［％／Ｔ］を反映させることにより、ＣＯ_２回収設備で回収されるＣＯ₂回収量ＢＥ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を計算（予測）する。さらに、ＣＯ_２回収量計算部１６は、式６に基づき、発電機ＣＯ_２排出量ＡＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］からＣＯ_２回収量ＢＥ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を減算し、例えば地中へのＣＯ_２の貯留などを考慮したＣＣＳ ＣＯ_２排出量ＢＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を求める。

燃料消費量計算部１７は、条件設定部１０で設定された＜４＞使用燃料種別と、《４》発電機効率特性を参照して求まる発電機効率ＡＣ［％］と、総出力量計算部１４で算出された発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］とから、公知の方法を用い、消費した燃料の種別を含む種類別燃料消費量ＡＬ［ｔ／Ｔ］を算出（予測）する。

次に、このように構成された本実施形態のプラント運転支援システム１ＡによるＣＯ_２の回収量（ＣＯ_２回収量ＢＥ）と燃料の消費量（種類別燃料消費量ＡＬ）とを予測する処理の流れを図３及び図５に基づき説明する。

図３、図５に示すように、まず、条件設定部１０では、オペレータによる入力操作部５からの入力内容に対応した＜１＞送電端発電量ＡＨ、＜２＞ＣＯ₂回収率、＜３＞所内電源使用量、及び＜４＞使用燃料種別が設定される。特性保管部８は、《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、《３》熱有効率特性、及び《４》発電機効率特性を記憶保持する。

予測部３２の発電条件算定部１２は、下記の式７に基づき、Δが０となるように発電機総出力量ＡＧ（ＡＧ₁）を収束計算により求める。

Δ＝ＡＧ₁−（ＡＨ＋ＡＭ＋ＢＯ） …式７

具体的には、図５に示すように、発電条件算定部１２の総出力量自動設定部１２ａは、＜１＞送電端発電量ＡＨに例えば所定係数を積算した発電機総出力量の仮定値ＡＧ_１を自動設定する。ここで、上記所定の係数とは、例えば１．２（倍）などの数値である。さらに、総出力量自動設定部１２ａは、上記１．２（倍）の次に用いる係数として、１．２５（倍）、１．３０（倍）、１．３５（倍）…といった徐々に増加して行く数値と、１．１５（倍）、１．１０（倍）…といった徐々に減少して行く数値と、を用意している。このように徐々に増加、減少して行く係数は、例えば入力操作部５から入力操作により適宜指定することが可能である。

ここで、総出力量自動設定部１２ａは、発電機総出力量の仮定値ＡＧ_１に対応させて、蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）［％］を決定する。次に、図５に示すように、発電条件算定部１２の回収設備要求量取得部１２ｂは、《１》熱要求特性を参照し、上記決定された蒸気タービン発電機の運転出力と設定された＜２＞ＣＯ₂回収率とに対応した必要熱量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］を取得する。回収設備要求量取得部１２ｂは、《２》電力要求特性を参照し、上記決定された蒸気タービン発電機の運転出力と設定された＜２＞ＣＯ_２回収率とに対応した必要電力量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］を取得する。

発電機熱有効率取得部１２ｃは、上記決定された蒸気タービン発電機の運転出力と《３》熱有効率特性とに基づき、熱有効率［％］を得る。発電条件算定部１２は、このようにして得られた熱有効率と必要熱量とから熱補正要求量ＢＰ［ＧＷｈ／Ｔ］を算出する。さらに、発電条件算定部１２は、必要電力量［ＫＷｈ／ｔ−ＣＯ_２］に基づき算出された電力要求量ＢＱ［ＧＷｈ／Ｔ］と上記の熱補正要求量ＢＰ［ＧＷｈ／Ｔ］とを加算してＣＯ_２回収エネルギ量ＢＯ［ＧＷｈ／Ｔ］を得る。

総出力量計算部１４は、それぞれ設定された＜１＞送電端発電量ＡＨ［ＧＷｈ／Ｔ］及び所内電源使用量ＡＭ［ＧＷｈ／Ｔ］と、算出されたＣＯ₂回収エネルギ量ＢＯ［ＧＷｈ／Ｔ］とを加算し、発電機総出力量ＡＧを算出する。

ここで、総出力量検証部１２ｄは、式７を参照しつつ、上記算出された発電機総出力量の計算値「ＡＨ＋ＡＭ＋ＢＯ（ＡＧ）」と総出力量自動設定部１２ａにより仮設定された発電機総出力量の仮定値ＡＧ_１とを比較する。総出力量検証部１２ｄは、これらの数値に差がある場合、＜１＞送電端発電量ＡＨに積算する上記係数を変えることにより、発電機総出力量の仮定値ＡＧ_１を変更する。

詳述すると、図５に示すように、総出力量検証部１２ｄによる検証の結果、例えば発電機総出力量の計算値「ＡＨ＋ＡＭ＋ＢＯ（ＡＧ）」が仮定値ＡＧ_１より小さい場合（検証結果がＮＯの場合）、総出力量自動設定部１２ａは、仮定値ＡＧ_１を例えば１％小さくするなど変更する。このような発電条件算定部１２を有する予測部３２は、最終的に発電機総出力量の計算値「ＡＨ＋ＡＭ＋ＢＯ」と仮定値ＡＧ_１との差がなくなる（上記式７のΔが０となって検証結果がＹＥＳになる）まで、収束計算する。これにより発電機総出力量ＡＧが求められる。

発電機総出力量ＡＧが求められた後、図３、図５に示すように、発電機原単位計算部１５は、＜４＞使用燃料種別と、《４》発電機効率特性を参照して得られる発電機効率ＡＣ［％］と、収束計算により得られた発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］と、に基づいて、発電機原単位ＡＥ［ｔＣＯ_２／ＭＷｈ］が算出する。

ＣＯ_２回収量計算部１６は、発電機原単位計算部１５で算出された発電機原単位ＡＥ［ｔＣＯ_２／ＭＷｈ］と、収束計算により得られた発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］と、を積算して、発電機ＣＯ_２排出量ＡＩ［ＭｔＣＯ_２／Ｔ］を求める。さらに、ＣＯ_２回収量計算部１６は、求めた発電機ＣＯ_２排出量ＡＩにＣＯ_２回収率ＢＣ［％／Ｔ］を反映させることで、ＣＯ_２回収設備で回収されるＣＯ_２回収量ＢＥ［ＭｔＣＯ₂／Ｔ］を算出（予測）する。

燃料消費量計算部１７は、＜４＞使用燃料種別及び上記発電機効率ＡＣ［％］、並びに収束計算により得られた発電機総出力量ＡＧ［ＧＷｈ／Ｔ］に基づき、種類別燃料消費量ＡＬ［ｔ／Ｔ］を算出（予測）する。出力部２５は、このようにして予測されたＣＯ_２回収量ＢＥ及び種類別燃料消費量ＡＬを表示部２に表示させる。

既述したように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ａは、ＣＯ_２回収設備を備えた火力発電プラントから外部に送電すべき目標の送電端発電量及び回収目標のＣＯ_２回収率に対応するＣＯ_２回収量と燃料消費量とを求めることが可能である。つまり、このプラント運転支援システム１Ａは、例えば送電端発電量が変更になり、これに伴い火力発電設備内の蒸気タービン発電機の運転出力（蒸気の条件）が変更される場合でも、これに対応して変化するＣＯ_２回収量と燃料消費量とを予測できる。したがって、プラント運転支援システム１Ａでは、この予測されたＣＯ_２回収量と燃料消費量とを火力発電プラントの実際の運転に反映させることができる。これにより、火力発電プラントの効率的な運転が支援される。

（第２の実施の形態）
第２の実施形態を図１０に基づき説明する。なお、図１０において、第１の実施形態の図２、図５中に示した構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１０に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｂは、第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａの全構成要素に加え、さらに、ＣＯ_２回収率変更部１９、変更範囲制限部１８、ＣＯ_２クレジット単価設定部２０、ＣＯ_２削減効果計算部２１、燃料費計算部２２、発電単価計算部２３及び発電単価検証部２４を備えている。

ＣＯ_２回収率変更部１９は、条件設定部１０により設定されたＣＯ_２回収率［％／Ｔ］を、発電単価検証部２４による検証結果に基づいて変更する。具体的には、ＣＯ_２回収率変更部１９は、発電単価検証部２４の検証結果が得られる度に、ＣＯ_２回収率を例えば同じ比率で変更する（ＣＯ_２回収率を例えば１％（％／Ｔ）ずつ順次増加させる変更、又は１％ずつ順次減少させる変更などを行う）。このようなＣＯ_２回収率変更部１９により実際に増加又は減少させる比率の値の設定は、例えば入力操作部５からの入力操作により適宜指定可能である。

変更範囲制限部１８は、ＣＯ_２回収率変更部１９により変更されるＣＯ_２回収率の変更範囲を制限（設定）し、ＣＯ_２回収率の変更範囲の下限、上限を定める。この変更範囲制限部１８により制限される変更範囲は、例えばオペレータが、図１に示す入力操作部５を介して指定した内容（例えば初期のＣＯ_２回収率５０［％／Ｔ］などを中心値とし、このＣＯ_２回収率を３０〜８０［％／Ｔ］の範囲内で変更する）が反映される。

クレジット単価設定部２０は、ＣＯ_２クレジットを取引する制度である京都メカニズムの排出量取引（ET: Emissions Trading）などを想定し、例えば１ｔ（トン）などの単位質量あたりのＣＯ_２のクレジット価格、すなわち、ＣＯ_２クレジット単価（例えば３０００円など）を設定する。

ここで、上記の排出量取引として、例えば、次のような取引制度が想定される。即ち、ＣＯ_２を排出する例えば事業者などに対し所定のＣＯ_２排出量を設定する。排出枠より実際のＣＯ_２の排出量を少なくできた事業者などは、その差分を排出権（ＣＯ_２クレジット）として売却できる。一方、ＣＯ_２の排出量が排出枠を超えた事業者などは、超過分の排出権を購入することで、排出量の制限を満足できる。

なお、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｂは、第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａに設けられていた予測部３２の機能を有している。総出力量計算部１４は、第１の実施形態と同様の収束計算を行い、蒸気タービン発電機を備えた火力発電設備から出力される発電機総出力量ＡＧを求める。

ＣＯ_２削減効果計算部２１は、ＣＯ_２回収率変更部１９により変更されたＣＯ_２回収率を反映させたうえで、ＣＯ_２回収量計算部１６により算出されたＣＯ_２回収量と、クレジット単価設定部２０により設定されたＣＯ_２クレジット単価と、を積算して、ＣＯ_２削減分に相当するＣＯ_２クレジット価格を計算する。一方、燃料費計算部２２は、燃料消費量計算部１７により算出された種類別燃料消費量と、図３に示した火力発電設備のボイラの稼働に使用された燃料の単価と、を積算して、燃料費を算出する。

発電単価計算部２３は、燃料費計算部２２により算出された燃料費から、ＣＯ_２削減効果計算部２１により算出されたＣＯ_２クレジット価格を減算することにより、発電機総出力量ＡＧを得たときの合計のコストである発電単価を計算する。つまり、発電単価計算部２３は、発電費用算出部として機能するものであって、第１の実施形態で説明した予測部３２により予測されたＣＯ_２回収量及び燃料消費量に基づき、燃料費とＣＯ_２の削減分に対応する収入とを統合した発電費用を算出する。

発電単価検証部２４は、発電単価計算部２３により計算された発電単価を検証する。ここで、図１０に示すように、発電単価検証部２４による検証の結果、発電単価が最小でない場合（検証結果がＮＯの場合）、ＣＯ_２回収率変更部１９は、初期値のＣＯ_２回収率を事前に指定した比率で順次、増加又は減少させる。これにより、発電単価検証部２４は、発電単価が最小（検証結果がＹＥＳの場合）になったときのＣＯ_２回収率を取得する。つまり、互いに協働して動作する発電単価検証部２４及びＣＯ_２回収率変更部１９は、条件設定部１０により設定されたＣＯ_２回収率に変更を加えることによって、発電単価計算部２３で算出される発電単価（発電費用）を最小とする条件のＣＯ_２回収率を検出する回収率検出部として機能する。

より具体的には、まず、発電単価検証部２４は、比率変更前の初期のＣＯ_２回収率を適用して算出した発電単価と、初期のＣＯ_２回収率を例えば−１％減少させたＣＯ_２回収率を用いて算出した発電単価と、を比較する。比較の結果、初期値のＣＯ₂回収率を適用した発電単価よりも、初期値から−１％減少させたＣＯ_２回収率を適用した発電単価のほうが小さい場合、ＣＯ_２回収率変更部１９は、ＣＯ_２回収率を初期値から−２％減少させる。発電単価計算部２３は、この−２％減少させたＣＯ_２回収率を用いて、発電単価を再度算出する。発電単価検証部２４は、上記の−１％減少させたＣＯ_２回収率で得られた発電単価と−２％減少させたＣＯ_２回収率で得られた発電単価とを比較する。

発電単価検証部２４での比較の結果、初期値のＣＯ_２回収率を適用した発電単価よりも、初期値から−１％減少させたＣＯ_２回収率を適用した発電単価のほうが大きい場合、ＣＯ_２回収率変更部１９は、ＣＯ_２回収率を初期値から＋１％増加させる。発電単価計算部２３は、この＋１％増加させたＣＯ_２回収率を用いて発電単価を算出する。

このように、ＣＯ_２回収率変更部１９は、発電単価検証部２４による発電単価の比較結果に応じて、初期値のＣＯ₂回収率を事前に指定された例えば−１％、−２％、…−ｎ％の比率で減少、又は例えば＋１％、＋２％、…＋ｎ％の比率で増加させる。この一方で、発電単価計算部２３は、このように増減させたＣＯ_２回収率を適用して発電単価を順次算出する。ここで、ＣＯ_２回収率変更部１９は、ＣＯ_２回収率の変更範囲「−ｎ％〜＋ｎ％」を、変更範囲制限部１８により制限（設定）された範囲内で変更する。

発電単価検証部２４は、このような繰り返し計算及び比較によって、発電単価が最小となるＣＯ_２回収率を求める（予測する）。さらに、出力部２５は、予め設定された送電端発電量に加え、求められた最小の発電単価、発電単価が最小になるときの、ＣＯ_２回収率と燃料消費量とＣＯ_２回収量と、を表示部２を介して表示させる。

したがって、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｂによれば、主に送電端発電量を固定的に指定した条件下において、発電単価が最小となるＣＯ_２回収率の値を得ることができる。これにより、ＣＯ_２の削減効果を含む発電単価を踏まえたうえで、火力発電プラントを効率的に運転させることができる。また、このプラント運転支援システム１Ｂによれば、オペレータなどが指定する変更範囲内で、発電単価が最小となるＣＯ_２回収率を求めることができる。このため、ＣＯ_２削減の許容範囲内で火力発電プラントの効率の良い運転を支援することができる。

（第３の実施の形態）
第３の実施形態を図１１に基づき説明する。なお、この図１１において、第１、第２の実施形態の図２、図５及び図１０中に示した構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１１に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｃは、第２の実施形態のプラント運転支援システム１ＢのＣＯ_２回収率変更部１９に代えて、送電端発電量変更部２６を備えている。さらに、プラント運転支援システム１Ｃは、変更範囲制限部１８に代えて、（第２の）変更範囲制限部３８を備える。

送電端発電量変更部２６は、条件設定部１０により設定された送電端発電量［ＧＷｈ／Ｔ］を、発電単価検証部２４による検証結果に基づいて変更する。具体的には、送電端発電量変更部２６は、発電単価検証部２４の検証結果が得られる度に、送電端発電量を例えば同じ比率で変更する（初期の送電端発電量を例えば１％ずつ順次増加させる変更、又は、１％ずつ順次減少させる変更などを行う）。このような送電端発電量変更部２６により実際に増加又は減少させる比率の値の設定は、例えば入力操作部５からの入力操作により適宜指定可能である。

変更範囲制限部３８は、送電端発電量変更部２６により変更される送電端発電量の下限から上限までの変更範囲を制限（設定）し、送電端発電量を極端に大きく変動させないように、その変更量に規制を加える。この変更範囲制限部３８により設定される変更範囲は、例えばオペレータが、図１に示す入力操作部５を介して入力した内容（初期値として設定入力された送電端発電量を１００％とした場合の例えば「８５〜１１５［％］」など）が反映される。

なお、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｃも、第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａに設けられていた予測部３２の機能を有する。総出力量計算部１４は、第１の実施形態と同様の収束計算を行い、発電機総出力量ＡＧを求める。

発電単価検証部２４は、発電単価計算部２３により計算された発電単価を検証する。ここで、図１１に示すように、発電単価検証部２４による検証の結果、発電単価が最小でない場合（検証結果がＮＯ）、送電端発電量変更部２６は、初期値の送電端発電量を事前に指定した比率で順次、増加又は減少させる。これにより、発電単価検証部２４は、発電単価が最小（検証結果がＹＥＳ）になったときの送電端発電量を取得する。すなわち、互いに協働して動作する発電単価検証部２４及び送電端発電量変更部２６は、条件設定部１０により設定された送電端発電量に変更を加えることによって、発電単価計算部２３で算出される発電単価（発電費用）を最小とする条件の送電端発電量（給電量）を検出する給電量検出部として機能する。

詳述すると、発電単価検証部２４は、第２の実施形態で説明したＣＯ_２回収率変更部１９と同様に、発電単価検証部２４による発電単価の比較結果に応じて、初期値の送電端発電量を事前に指定された例えば−１％、−２％、…−ｎ％の比率で減少、又は例えば＋１％、＋２％、…＋ｎ％の比率で増加させる。この一方、発電単価計算部２３は、このように増減させた送電端発電量を適用して発電単価を順次算出する。ここで、送電端発電量変更部２６は、送電端発電量の変更範囲「−ｎ％〜＋ｎ％」を、変更範囲制限部３８により制限（設定）された範囲内で変更する。

発電単価検証部２４は、このような繰り返し計算及び比較によって、発電単価が最小となる送電端発電量を求める（予測する）。さらに、出力部２５は、予め設定されたＣＯ_２回収率に加え、求められた最小の発電単価、発電単価が最小になるときの、送電端発電量と燃料消費量とＣＯ_２回収量と、を表示部２を介して表示させる。

したがって、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｃによれば、主にＣＯ_２回収率を固定的に指定した条件下において、発電単価が最小となる送電端発電量の値を得ることができる。このため、ＣＯ_２の削減効果を含む発電単価と所望の送電端発電量とを踏まえたうえで、火力発電プラントを効率良く運転させることができる。さらに、このプラント運転支援システム１Ｃによれば、送電端発電量を増減させる条件範囲を指定することが可能なので、例えば最低限必要な送電端発電量の値などを確保したうえで発電単価の最も低い効率的な火力発電プラントの運転を支援することができる。

（第４の実施の形態）
第４の実施形態を図１２に基づき説明する。なお、この図１２において、第１〜第３の実施形態の図２、図５、図１０及び図１１中に示した構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１２に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｄは、送電端発電量変更部２６を備えた第３の実施形態のプラント運転支援システム１Ｃの構成に加え、第２の実施形態のＣＯ_２回収率変更部１９を備えている。さらに、プラント運転支援システム１Ｄは、変更範囲制限部３８に代えて、（第３の）変更範囲制限部４８を備える。

ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６は、発電単価検証部２４による検証結果に基づいて、条件設定部１０で設定されたＣＯ_２回収率及び送電端発電量を個別に変更する。具体的には、ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６は、発電単価検証部２４の検証結果が得られる度に、ＣＯ_２回収率及び送電端発電量の一方ずつを、例えば同じ比率でそれぞれ変更する（例えば１％ずつ個別に増加、又は１％ずつ個別に減少させる）。ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６により変更させる比率の値の設定は、図１に示す入力操作部５からの入力操作にて指定可能である。

変更範囲制限部４８は、ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６により、各々変更されるＣＯ_２回収率及び送電端発電量の変更範囲を制限（設定）し、それぞれの変更範囲の下限、上限を定める。この変更範囲制限部４８によりそれぞれ制限（設定）される変更範囲は、図１に示す入力操作部５を介してオペレータなどが入力した内容が反映される。

また、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｄも、第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａに設けられていた予測部３２の機能を有する。総出力量計算部１４は、第１の実施形態と同様の収束計算を行い、発電機総出力量ＡＧを求める。

発電単価検証部２４は、発電単価計算部２３により計算された発電単価を検証する。ここで、図１１に示すように、発電単価検証部２４による検証の結果、発電単価が最小でない場合（検証結果がＮＯ）、ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６は、初期値のＣＯ_２回収率又は送電端発電量を事前に指定した比率で順次、増加又は減少させる。これにより、発電単価検証部２４は、発電単価が最小（検証結果がＹＥＳ）になったときのＣＯ_２回収率と送電端発電量との組を取得する。すなわち、各々協働して動作する発電単価検証部２４とＣＯ_２回収率変更部１９と送電端発電量変更部２６とは、条件設定部１０により設定された二酸化炭素の回収率と送電端発電量（給電量）とのそれぞれに変更を加えることによって、発電単価計算部２３で算出される発電単価（発電費用）を最小とする条件の二酸化炭素の回収率と送電端発電量との組合せを検出する組合せ検出部として機能する。

より具体的には、発電単価検証部２４は、第２の実施形態で説明したＣＯ_２回収率変更部１９と同様に、発電単価検証部２４による発電単価の比較結果に応じて、初期値のＣＯ_２回収率又は初期値の電端発電量を事前に指定された例えば−１％、−２％、…−ｎ％の比率で個別に減少、又は例えば＋１％、＋２％、…＋ｎ％の比率で個別に増加させる。この一方、発電単価計算部２３は、このように増減させたＣＯ_２回収率及び送電端発電量を適用して発電単価を順次算出する。ここで、ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６は、ＣＯ_２回収率及び電端発電量の変更範囲「−ｎ％〜＋ｎ％」を、変更範囲制限部４８により設定された範囲内で変更する。

発電単価検証部２４は、このような繰り返し計算及び比較によって、発電単価が最小となるＣＯ_２回収率と送電端発電量とを求める（予測する）。さらに、出力部２５は、求められた最小の発電単価、発電単価が最小になるときの、ＣＯ_２回収率と送電端発電量と燃料消費量とＣＯ_２回収量と、を表示部２を介して表示させる。

このように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｄによれば、予め設定（制限）した変更範囲内でＣＯ_２回収率と送電端発電量との各値を変更しつつ、発電単価が最小となるＣＯ_２回収率と送電端発電量とを予測する。この結果、発電単価が最小のこの予測結果を反映させて火力発電プラントを効率良く運転させることができる。

（第５の実施の形態）
次に、第５の実施形態を図１３に基づき説明する。なお、図１３において、第１〜第４の実施形態の図２、図５、図１０〜図１２中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１３に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｅは、第４の実施形態のプラント運転支援システム１Ｄの構成に加え、計画時刻設定部２７をさらに有すると共に、出力部２５に代えて出力部３５を備えている。

計画時刻設定部２７は、プラントの運転（発電）計画における時間的要素を割り当てるための計画時刻として、任意の年月日及び時分を設定する。さらに、計画時刻設定部２７は、年月日や時分の異なる複数の計画時刻を設定することができる。また、計画時刻設定部２７により設定される計画時刻は、図１に示す入力操作部５からのオペレータなどによる入力操作によって任意に指定することが可能である。

ここで、計画時刻設定部２７により設定される計画時刻は、条件設定部１０で設定される送電端発電量及びＣＯ_２回収率などと関連付けされる。さらには、当該設定された計画時刻は、予測結果として算出される最小の発電単価、発電単価が最小のときの、ＣＯ_２回収率、送電端発電量、燃料消費量及びＣＯ_２回収量とも関連付けされる。また、この場合、第１の実施形態で説明した送電端発電量［ＧＷｈ／Ｔ］やＣＯ_２回収量［％／Ｔ］などの個々の単位に含まれる単位期間Ｔは、計画時刻の年月日の時分と対応するように、１分間として設定される。

出力部３５は、第４の実施形態と同様にそれぞれ予測された最小の発電単価、発電単価が最小になるときの、ＣＯ_２回収率、送電端発電量、燃料消費量及びＣＯ_２回収量と、計画時刻設定部２７により設定された計画時刻と、を互いに対応付けた例えば表形式の情報を表示部２に表示させる。

したがって、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｅによれば、それぞれ算出された例えば発電単価が最小になるときのＣＯ_２回収率や送電端発電量などの各予測値に計画時刻をさらに付加して表示させる。このため、この表示内容を、火力発電プラントの直接的な運転予定データとして有効に活用できる。

（第６の実施の形態）
第６の実施形態を図１４に基づき説明する。なお、この図１４において、第１〜第５の実施形態の図２、図５、図１０〜図１３中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１４に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｆは、第５の実施形態のプラント運転支援システム１Ｅの構成に加え、変化制約設定部２８、変化制約合致判断部２９及び報知部３０をさらに備えている。

変化制約設定部２８は、ＣＯ_２回収率変更部１９及び送電端発電量変更部２６によるＣＯ_２回収率［％／Ｔ］及び送電端発電量［ＧＷｈ／Ｔ］の変化制約を設定する。変化制約とは、例えば毎分１％などといった単位期間あたりの変化の割合、すなわち、変化率を閾値として特定し、特定したこの変化率を超えた場合に規制を行うためのものである。変化制約は、図１に示す入力操作部５からのオペレータなどによる入力操作によって任意に指定可能である。

変化制約合致判断部２９は、設定条件取得部及び変化率算出部として機能し、計画時刻設定部２７によりそれぞれ設定された計画時刻毎に、設定条件として発電費用が最小となるＣＯ_２回収率及び送電端発電量（給電量）を取得する。さらに、変化制約合致判断部２９は、計画時刻設定部２７によりそれぞれ設定された前後の計画時刻どうしの間の期間毎に、前記取得されたＣＯ_２回収率及び送電端発電量の変化率を算出する。さらに、変化制約合致判断部２９は、前後の計画時刻間毎の（発電単価が最小となる）ＣＯ_２回収率及び送電端発電量の各々の値が、変化制約を超えているか否かを判断する。

つまり、ＣＯ_２回収率や送電端発電量の変化率が極端に大きいと、ＣＯ_２回収設備や火力発電設備の持つ機能がＣＯ_２の回収量や発電量の急激な変化に追従できず、仕様（スペック）上の性能を発揮できないことなどが想定される。そこで、これを回避するために、変化制約の超過の有無の判断が必要となる。

報知部３０は、変化制約合致判断部２９により、計画時刻どうしの間の期間毎に算出された変化率の値が変化制約（閾値）を超えている判断された場合（判断結果がＮＯの場合）に、変化率エラー情報を図１に示す表示部２に表示させる。つまり、報知部３０は、変化率エラー情報をアラームとして発生させ、これによりオペレータなどに報知する。この変化率エラー情報は、変化制約を超えていると判断された変化率の値と、この変化率の値の算出元となった前後の計画時刻と、変化制約を超えたと判断された対象の要素名（送電端発電量及び／又はＣＯ_２回収率についての名称）と、を少なくとも含む。

一方、変化制約（閾値）を超えていないと変化制約合致判断部２９が判断した場合（判断結果がＹＥＳの場合）、出力部３５は、第５の実施形態と同様に、それぞれ予測された最小の発電単価、発電単価が最小になるときの、ＣＯ_２回収率、送電端発電量、燃料消費量及びＣＯ_２回収量と、計画時刻設定部２７により各々設定された個々の計画時刻と、を互いに対応付けた表形式の情報などを図１に示す表示部２に表示させる。

このように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｆでは、発電単価を考慮して計画時刻毎に予測させたＣＯ_２回収率及び送電端発電量の変化率が変化制約（ＣＯ_２回収設備や火力発電設備を例えばスペックどおりに定格動作させるための許容範囲など）を超えた場合に、変化率エラー情報をアラームとして出力させることが可能である。したがって、プラント運転支援システム１Ｆによれば、ＣＯ_２回収設備や火力発電設備の運転性能及び発電単価を考慮しつつ火力発電プラントの効率的な運転ができる。

（第７の実施の形態）
第７の実施の形態を図１５に基づき説明する。なお、この図１５中において、第１〜第６の実施形態の図２、図５、図１０〜図１４中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１５に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｇは、第６の実施形態のプラント運転支援システム１Ｆの全構成要素に加え、条件策定部３１をさらに備えている。

条件策定部３１は、変化制約合致判断部２９により変化制約が満たされていないと判断された場合（判断結果がＮＯの場合）、報知部３０によるアラームの発生後、変化制約を満足してない条件下で、送電端発電量又はＣＯ_２回収率の変化率が変化制約として定めた閾値以下になるように、送電端発電量及び／又はＣＯ_２回収率の値に変更を加える。ここで、条件策定部３１は、発電単価検証部２４と協働し、主に第１〜第４の実施形態で述べた処理と同様に繰り返し計算及び比較を行う。その結果、条件策定部３１は変化制約を満足する条件下でさらに発電単価が最小となる、ＣＯ_２回収率、送電端発電量、燃料消費量及びＣＯ_２回収量を求める（予測する）。

すなわち、このような条件策定部３１は、送電端発電量又はＣＯ_２回収率の変化率の値が、変化制約として定めた閾値を超えている場合に、変化率の値が変化制約（閾値内）に収まる条件を満足しかつその条件下で発電費用が最小となるＣＯ_２回収率又は給電量を再取得する設定条件再取得部として機能する。

一方、変化制約を満足していると変化制約合致判断部２９が判断した場合（判断結果がＹＥＳの場合）、出力部３５は、変化制約を満たす最小の発電単価、変化制約を満足したうえで発電単価が最小になるときの、ＣＯ_２回収率と送電端発電量と燃料消費量とＣＯ_２回収量と、を表示部２を介して表示させる。

したがって、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｇによれば、ＣＯ_２回収設備や火力発電設備の本来の運転性能を十分に発揮させ、しかも発電費用をも抑えることの可能な運転条件を事前に把握することができる。これにより、火力発電プラントの効率的な運転を実現することができる。

（第８の実施の形態）
第８の実施形態を図１６に基づき説明する。なお、この図１６において、第１〜第２の実施形態の図２、図５、図１０中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１６に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｈは、図１０に示される第２の実施形態のプラント運転支援システム１Ｂの構成に加え、燃料費計算部２２の前段に燃料単価変動部３３と燃料単価変動情報格納部３４を備える。

燃料単価変動部３３は、ネットワーク（インターネット、ＬＡＮ（Local Area Network）など）に接続されている。燃料単価変動部３３は、ネットワーク経由で燃料価格の変動情報を入手し、燃料単価情報に時刻情報を付加して、燃料単価変動情報格納部３４に格納させる。燃料単価変動部３３が入手した最新の燃料単価を反映する、燃料費計算部２２での計算が可能である。本システムの利用者は、過去の燃料単価の履歴情報を用いて、燃料費計算部２２で用いる燃料単価を指定できる。例えば、過去１年での燃料単価の最大値と最小値を自動的に選定し、この最大値と最小値の２通りの条件で、燃料費計算部２２での計算（予測）が可能となる。

（第９の実施の形態）
第９の実施形態を図１７に基づき説明する。なお、この図１７において、第１の実施形態の図２、図５中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１７に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｉは、図２に示される第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａの構成に加え、出力部２５の前段に、燃料制約判定部３５を有する。この燃料制約判定部３５は、燃料投入条件登録部３６、判定部３７、対策提示部３８を有する。

燃料投入条件登録部３６には、燃料用の粉砕機（ミル）の台数に応じた燃料投入量（燃料投入条件情報）が登録されている。この燃料投入条件情報は、例えば、「ミルがＸＸ台の場合の最大燃料投入量はＹＹ（ｋｇ／ｈ）」という情報であり、手入力、または他のシステムから電子的にインポートできる。燃料投入条件情報は、表形式のリストまたは特性式などの形式で表現されても良い。判定部３７は、燃料投入条件情報および現在のミルの台数に基づいて、予測部３２で予測された燃料消費量に対応する燃料の投入が可能かを判定する。判定部３７が燃料の投入が可能でないと判定した場合に、対策提示部３８はこの対策を提示する。対策として、例えば、「給電量を下げる」、「ミルの台数を増やす」のいずれか、あるいは双方が提示される。

なお、粉砕機（ミル）は、燃料として、例えば、石炭を粉砕して微粉炭にする。火力発電プラントとして、例えば、石炭火力を用いる場合、粉砕機（ミル）によって、石炭を微粉炭とし、燃焼機（バーナー）から噴出して燃焼させることで、発電効率の向上が図られる。

（第１０の実施の形態）
第１０の実施形態を図１８に基づき説明する。なお、この図１８において、第１の実施形態の図２、図５中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１８に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｊは、図５に示される第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａの構成に加え、予測部３２Ｊ（発電条件算定部１２Ｊ）が蒸気圧力条件登録部４０を有する。蒸気圧力条件登録部４０は、総出力自動設定部１２ａと回収設備要求量取得部１２ｂの間に配置される。

蒸気圧力条件登録部４０には、《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、および《３》熱有効率特性（第１〜第３の回収能力特性）が蒸気圧力条件毎に複数登録される。即ち、本実施形態では、第１〜第３の回収能力特性が、蒸気圧力への依存性を含む。図６Ａ、図６Ｂ、図７Ａ、図７Ｂ、図８Ａ、図８Ｂに示す、第１〜第３の回収能力特性では、発電機出力への依存性が考慮されている。発電機出力に加え、蒸気圧力をも考慮した第１〜第３の回収能力特性とすることで、予測部３２Ｊによる予測の確実性を向上できる。

蒸気圧力条件登録部４０は、火力発電設備の出力変動に対応した蒸気圧力条件を登録する。蒸気圧力条件の情報は、例えば、「出力（給電量）範囲「Ｘ１〜Ｘ２（ｋＷｈ）」のときの設定蒸気圧力はＹ（ＭＰａ）」という情報であり、手入力、または他のシステムから電子的にインポートできる。蒸気圧力条件の情報は、表形式のリストまたは特性式などの形式で表現されても良い。

予測部３２Ｊは、条件設定部１０による設定内容と、蒸気圧力条件登録部４０に登録される第１〜第３の回収能力特性と、蒸気圧力条件登録部４０に登録される蒸気圧力条件と、に基づいて、燃料の消費量と二酸化炭素の回収量とを予測する。

既述の予測部３２と同様、予測部３２Ｊ（発電条件算定部１２Ｊ等）は、次のように動作する。発電条件算定部１２Ｊは、蒸気タービン発電機の運転出力を決定する。さらに、発電条件算定部１２Ｊの回収設備要求量取得部１２ｂは、第１の回収能力特性（《１》熱要求特性）を参照しつつ、条件設定部１０に設定された＜２＞ＣＯ_２回収率と前記決定した運転出力とに対応した必要熱量を得る。発電条件算定部１２Ｊの発電機熱有効率取得部１２ｃは、第２の回収能力特性（《２》電力要求特性）を参照し、前記決定された蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）と、条件設定部１０に設定された＜２＞ＣＯ_２回収率と、に対応した必要電力量を得る。発電条件算定部１２Ｊの発電機熱有効率取得部１２ｃは、第３の回収能力特性（《３》熱有効率特性）を参照しつつ、上記したように決定された蒸気タービン発電機の運転出力（発電機出力）と必要熱量とに対応した熱有効率を得る。

ここで、発電条件算定部１２Ｊ（蒸気圧力条件登録部４０）は、設定した総出力に応じて蒸気圧力を求める。そして、回収設備要求量取得部１２ｂ、電機熱有効率取得部１２ｃは、蒸気圧力の情報を用いて、必要熱量、運転出力（発電機出力）、必要電力量、熱有効率を得ることができる。すなわち、蒸気圧力条件登録部４０に登録される蒸気圧力条件を用いて、燃料の消費量と二酸化炭素の回収量とが予測される。

（第１１の実施の形態）
第１１の実施形態を図１９に基づき説明する。なお、この図１９において、第１の実施形態の図２、図５中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図１９に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｋは、図５に示される第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａの構成に加え、予測部３２Ｋ（発電条件算定部１２Ｋ）がボイラ最適条件算定部４２を有する。ボイラ最適条件算定部４２は、回収設備要求量取得部１２ｂの後段に配置される。

既述のように、熱要求量ＢＳ（ＣＯ_２回収設備の稼働のために単位期間Ｔあたりの必要な熱エネルギ量を電気換算した値）が発電条件算定部１２によって求められる。ボイラ最適条件算定部４２は、この熱要求量ＢＳに基づき、ボイラでの燃料、水、空気の最適な必要量を算定する。即ち、燃料に加え、水、空気の投入量を算定できる。ボイラ最適条件算定部４２は、例えば、熱要求量ＢＳと、ボイラでの燃料等の最適量との関係を表すデータベースを有する。ボイラ最適条件算定部４２は、このデータベースを用いて、熱要求量ＢＳからボイラでの燃料等の最適量を得ることができる。

（第１２の実施の形態）
第１２の実施形態を図２０に基づき説明する。なお、この図２０において、第１の実施形態の図２、図５中の構成要素と同一の構成要素については、同一の符号を付与しその説明を省略する。

図２０に示すように、本実施形態のプラント運転支援システム１Ｌは、図５に示される第１の実施形態のプラント運転支援システム１Ａの構成に加え、予測部３２Ｌ（発電条件算定部１２Ｌ）が特性補正部４３を有する。特性補正部４３は、総出力自動設定部１２ａと回収設備要求量取得部１２ｂの間に配置され、特性変化情報データベース４４と周囲環境予測部４５とを含む。

特性変化情報データベース４４には、《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、および《３》熱有効率特性（第１〜第３の回収能力特性）、および《４》発電機効率特性と、プラントの周囲環境状況（外気温、海水温、湿度等）との関係を表す特性補正情報が格納されている。即ち、特性補正情報は、プラントでの外気温等により、《１》熱要求特性等がどの様に変化するかを表す。特性補正部４３は、特性補正情報を用いて、《１》熱要求特性、《２》電力要求特性、および《３》熱有効率特性（第１〜第３の回収能力特性）、および《４》発電機効率特性を補正する。発電機出力に加え、外気温等をも考慮した《１》熱要求特性等とすることで、予測部３２による予測の確実性を向上できる。

周囲環境予測部４５には、前記火力発電設備の発電効率特性と前記二酸化炭素回収設備の回収能力特性を決めたときの周囲環境状況（外気温、海水温、湿度など）がデータベース（過去の履歴）として登録されている。周囲環境予測部４５は、このデータベースを用いて、算出（予測）しようとしている時間の周囲環境状況を予測する。但し、周囲環境予測部４５に、周囲環境状況を入力しても良い。特性補正部４３での補正に、周囲環境予測部４５での予測結果または入力結果を利用できる。

本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。

例えば、既述した実施形態では、火力発電プラント内に設置された火力発電設備として、ボイラや蒸気タービン発電機を備えたいわゆる汽力発電設備を例示した。これに代えて、灯油、軽油、ＬＮＧなどを燃やした燃焼ガスでガスタービンを回して発電を行うガスタービン発電設備や、ガスタービンと蒸気タービンとを組み合わせて発電を行うコンバインドサイクル発電設備などにも、本発明を適用可能である。

１Ａ,１Ｂ,１Ｃ,１Ｄ,１Ｅ,１Ｆ,１Ｇ,１Ｈ,１Ｉ,１Ｊ,１Ｋ,１Ｌ…プラント運転支援システム、２…表示部、５…入力操作部、７…記憶部（記憶装置）、８…特性保管部（特性データ記憶部）、９…プラント運転支援プログラム、１０…条件設定部、１２…発電条件算定部、１２ａ…総出力量自動設定部、１２ｂ…回収設備要求量取得部、１２ｃ…発電機熱有効率取得部、１２ｄ…総出力量検証部、１４…総出力量計算部、１５…発電機原単位計算部、１６…ＣＯ_２回収量計算部、１７…燃料消費量計算部、１８,３８,４８…変更範囲制限部、１９…ＣＯ_２回収率変更部、２０…ＣＯ_２クレジット単価設定部、２１…ＣＯ_２削減効果計算部、２２…燃料費計算部、２３…発電単価計算部（発電費用算出部）、２４…発電単価検証部、２５,３５…出力部、２６…送電端発電量変更部、２７…計画時刻設定部、２８…変化制約設定部、２９…変化制約合致判断部、３０…報知部、３１…条件策定部（設定条件再取得部）、３２…予測部、３３…燃料単価変動部、３４…燃料単価変動情報格納部、３５…燃料制約判定部、３６…燃料投入条件登録部、３７…判定部、３８…対策提示部、３９…燃料投入条件登録部、４０…蒸気圧力条件登録部、４２…ボイラ最適条件算定部、４３…特性補正部、４４…特性変化情報データベース、４５…周囲環境予測部

Claims (17)

1. 火力発電設備と前記火力発電設備の動力源の一部の熱エネルギ及び発電された電力の一部を動力源とする二酸化炭素回収設備とを備えたプラントの運転を支援するプラント運転支援システムであって、
   前記プラントから外部に給電すべき給電量と、前記火力発電設備より発生する二酸化炭素の目標の回収率と、を設定する条件設定部と、
   前記火力発電設備の運転出力に応じて変化する前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収能力を表す特性データを記憶する特性データ記憶部と、
   前記条件設定部による設定内容と前記特性データ記憶部により記憶された記憶内容とに基づいて、前記火力発電設備での燃料の消費量と前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収量とを予測する予測部と、
   を具備するプラント運転支援システム。
2. 前記予測部で予測された二酸化炭素の回収量及び燃料の消費量に基づいて、燃料費と二酸化炭素の削減分に対応する収入とを統合した発電費用を算出する発電費用算出部と、
   前記条件設定部により設定された二酸化炭素の回収率に変更を加えることによって、前記発電費用算出部で算出される発電費用を最小とする条件の二酸化炭素の回収率を検出する回収率検出部と、
   をさらに具備する請求項１記載のプラント運転支援システム。
3. 燃料単価の時間的変動を表す燃料単価変動情報を取得する燃料単価変動部をさらに具備し、
   前記燃料単価変動情報に基づいて、前記発電費用算出部が、前記発電費用を算出する
   請求項２記載のプラント運転支援システム。
4. 前記回収率検出部による二酸化炭素の回収率の変更範囲を制限する変更範囲制限部
   をさらに具備する請求項２記載のプラント運転支援システム。
5. 前記予測部で予測された二酸化炭素の回収量及び燃料の消費量に基づいて、燃料費と二酸化炭素の削減分に対応する収入とを統合した発電費用を算出する発電費用算出部と、
   前記条件設定部により設定された給電量に変更を加えることによって、前記発電費用算出部で算出される発電費用を最小とする条件の給電量を検出する給電量検出部と、
   をさらに具備する請求項１記載のプラント運転支援システム。
6. 前記給電量検出部による給電量の変更範囲を制限する第２の変更範囲制限部
   をさらに具備する請求項５記載のプラント運転支援システム。
7. 前記予測部で予測された二酸化炭素の回収量及び燃料の消費量に基づいて、燃料費と二酸化炭素の削減分に対応する収入とを統合した発電費用を算出する発電費用算出部と、
   前記条件設定部により設定された二酸化炭素の回収率と給電量とのそれぞれに変更を加えることによって、前記発電費用算出部で算出される発電費用を最小とする条件の二酸化炭素の回収率と給電量との組合せを検出する組合せ検出部と、
   前記組合せ検出部による二酸化炭素の回収率と給電量との変更範囲をそれぞれ制限する第３の変更範囲制限部と、
   をさらに具備する請求項１記載のプラント運転支援システム。
8. 燃料用のミルの台数と燃料投入量の関係を表す燃料投入条件情報を登録する燃料投入条件登録部と、
   前記燃料投入条件情報に基づいて、前記予測部で予測された燃料消費量に対応する燃料の投入が可能かを判定する判定部と、
   前記判定部が前記燃料の投入が可能でないと判定した場合に、対策を提示する対策提示部と、
   をさらに具備する請求項１記載のプラント運転支援システム。
9. 前記プラントの運転計画における時間的要素を割り当てるための計画時刻を設定する計画時刻設定部と、
   前記予測された燃料の消費量及び二酸化炭素の回収量、並びに設定条件として前記発電費用が最小となる二酸化炭素の回収率及び給電量のうちの少なくとも一つと、前記計画時刻設定部で設定された計画時刻と、を互いに対応付けた情報を出力する出力部と、
   をさらに具備する請求項２記載のプラント運転支援システム。
10. 前記計画時刻設定部は、複数の前記計画時刻をそれぞれ設定するものであり、
    前記計画時刻設定部によりそれぞれ設定された計画時刻毎に、設定条件として前記発電費用が最小となる二酸化炭素の回収率又は給電量を取得する設定条件取得部と、
    前記計画時刻設定部によりそれぞれ設定された前後の計画時刻どうしの間の期間毎に、前記取得された二酸化炭素の回収率又は給電量の変化率を算出する変化率算出部と、
    前記変化率算出部により前記期間毎に算出された変化率の値が閾値を超えている場合に、報知する報知部と、
    をさらに具備する請求項９記載のプラント運転支援システム。
11. 前記変化率の値が前記閾値を超えている場合に、前記変化率の値が前記閾値内に収まる条件を満足しかつその条件下で前記発電費用が最小となる二酸化炭素の回収率又は給電量を再取得する設定条件再取得部、
    をさらに具備する請求項１０記載のプラント運転支援システム。
12. 前記特性データ記憶部により記憶された前記特性データは、
    前記二酸化炭素回収設備による二酸化炭素の回収率と二酸化炭素を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたり熱量の電力換算量との相関関係を、前記火力発電設備の運転出力に対応付けて表した第１の回収能力特性と、
    前記二酸化炭素回収設備による二酸化炭素の回収率と二酸化炭素を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたりの電力量との相関関係を、前記火力発電設備の運転出力に対応付けて表した第２の回収能力特性と、
    前記火力発電設備から熱エネルギを取り出せる効率と二酸化炭素を含む温室効果ガスの回収に必要な単位質量あたり熱量の電力換算量との相関関係を、前記火力発電設備の運転出力に対応付けて表した第３の回収能力特性と、
    のうちの少なくとも一つを含む請求項１記載のプラント運転支援システム。
13. 給電量と蒸気圧力との関係を表す蒸気圧力条件を登録する蒸気圧力条件登録部をさらに具備し、
    前記条件設定部による設定内容と、前記特性データと、前記蒸気圧力条件と、に基づいて、前記予測部が、前記燃料の消費量と前記二酸化炭素の回収量とを予測する、
    請求項１記載のプラント運転支援システム。
14. 前記予測部が、
    前記設定された給電量と回収率に対応する必要熱量を取得する回収設備要求量取得部と、
    前記熱要求量に基づき、ボイラでの最適な燃料、水、空気の必要量を算定するボイラ最適条件算定部と、
    を有する
    請求項１記載のプラント運転支援システム。
15. 前記予測部が、前記プラントの周囲環境状況に基づき、前記特性データを補正し、補正された特性データに基づき、前記燃料の消費量と前記二酸化炭素の回収量とを予測する
    請求項１記載のプラント運転支援システム。
16. 火力発電設備と前記火力発電設備の動力源の一部の熱エネルギ及び発電された電力の一部を動力源とする二酸化炭素回収設備とを備えたプラントの運転を支援するプラント運転支援プログラムであって、
    前記プラントから外部に給電すべき給電量と、前記火力発電設備より発生する二酸化炭素の目標の回収率と、を設定する条件設定部と、
    前記火力発電設備の運転出力に応じて変化する前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収能力を表す特性データを記憶する特性データ記憶部と、
    前記条件設定部による設定内容と前記特性データ記憶部により記憶された記憶内容とに基づいて、前記火力発電設備での燃料の消費量と前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収量とを予測する予測部、
    としてコンピュータを機能させるプラント運転支援プログラム。
17. 火力発電設備と前記火力発電設備の動力源の一部の熱エネルギ及び発電された電力の一部を動力源とする二酸化炭素回収設備とを備えたプラントの運転を支援するプラント運転支援方法であって、
    前記プラントから外部に給電すべき給電量と、前記火力発電設備より発生する二酸化炭素の目標の回収率と、を設定する設定ステップと、
    前記火力発電設備の運転出力に応じて変化する前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収能力を表す特性データを記憶装置に記憶させる記憶ステップと、
    前記設定ステップによる設定内容と前記記憶ステップで前記記憶装置に記憶させた記憶内容とに基づいて、前記火力発電設備での燃料の消費量と前記二酸化炭素回収設備での二酸化炭素の回収量とを予測する予測ステップと、
    を有するプラント運転支援方法。

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