WO2022102199A1

WO2022102199A1 - 発電計画装置および発電計画方法

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Publication number: WO2022102199A1
Application number: PCT/JP2021/030647
Authority: WO
Inventors: 喜仁木下; 浩太今井; 達矢前田
Original assignee: 株式会社日立製作所
Priority date: 2020-11-13
Filing date: 2021-08-20
Publication date: 2022-05-19
Also published as: TW202221626A; US20230324181A1; EP4246414A1; JP7449217B2; TWI809497B; JP2022078722A; EP4246414A4

Abstract

発電機の発電計画および発電機の発電燃料の輸送船の配船計画の計画作成または計画の調整を行う発電計画装置は、発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出する調整範囲算出部と、発電計画および配船計画に関する制約条件のもとで、発電機運用および燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する発電機運用および燃料運用の計画作成または調整量を算出するインバランス対策量算出部とを備えた。

Description

発電計画装置および発電計画方法

　本発明は、複数の発電設備を有する事業者や電力仲介業者などの電力供給業者が、発電計画および燃料運用計画を立案する場合に用いる発電計画装置および電力計画方法に関する。

　従来の発電機の発電計画は、計画期間の各時刻の需要予測値に基づいて、各発電機や電力系統の運用上の制約を満足して電力需要に合わせた発電機の起動・停止状態および出力を決定するものである。このような発電機の発電計画の立案方法について、非特許文献１に開示がある。非特許文献１に開示のように、電力の需要と供給が一致するという需給バランス、起動や停止した発電機はその状態を一定時間保持するという最小連続起動や最小連続停止時間、特定の期間で指定の範囲量の燃料を消費する燃料消費量など、各発電機や電力系統の運用上の制約を満たしながら、総発電コストが最小となるように発電計画が算出される。

　一方で、近年においては、出力が天候に依存する太陽光発電などの再生可能エネルギーが、大規模に電力系統に連系されている。これら再生可能エネルギーの発電出力が増加することで、火力発電機による発電機会が低下して火力発電機の燃料に余剰分が発生する可能性がある。

　これまで、発電計画を立案した後に、発電計画に必要な燃料を調達する燃料運用計画を立案していたが、余剰な燃料を発生させないためには発電と燃料運用の両方を総合的に考慮した計画に基づく経済的な燃料消費が必要となる。この総合的な燃料・発電計画として特許文献１がある。特許文献１では、燃料タンクの残量および燃料市場での燃料売買取引量の燃料運用計画、電力市場での電力売買量や発電による燃料消費量の考慮を加えた上記の発電計画について、両計画の結果に基づき相互に計画立案を繰返す。これにより、燃料運用計画と発電計画が相互の作用を考慮して経済性を改善する。

特許第６５１３０３９号公報

澤敏之、佐藤康生、鶴貝満男、大西司、「潮流制約を考慮した火力、揚水、水力および融通の統合翌日運用計画作成」、IEEJ　Trans.PE、Vol.128、No.10(2008)

　発電に伴い燃料タンクの燃料を消費するので、燃料船により燃料の補給、または、燃料タンクに連結された火力発電機の出力抑制により、燃料タンクの残量を維持する。海上の天候の変化や燃料船の故障に伴う燃料タンクへの燃料補給の遅延が発生した場合には燃料タンクの燃料不足が発生する可能性があり、想定外の電力需要の変化や発電機故障により発電機会が低下した場合には燃料の消費不足で余剰燃料が発生する可能性がある。

　一方で、燃料船は到着予定日までに確実に燃料を輸送するために予定日よりも数日前には燃料タンク近辺に到着し沖合で待機しているため、待機コストを要している。また、近年では発電会社が燃料船を保有することが増えている。

　しかしながら特許文献１では、燃料の輸送および燃料船の燃料補給の遅延、燃料船の停泊に伴う待機コスト削減、想定外の電力需要による燃料消費の変化を考慮されていないため、燃料輸送や需要の状況変化に対応できず、さらには待機コストを削減することができない。

　以上のことから、本発明においては、再生可能エネルギーの大量導入に伴う火力発電機の燃料余剰や燃料船の港湾沖合での待機コストを削減し、輸送や需要の状況変化がある場合には燃料輸送等の燃料運用計画（配船計画）および火力発電機運用を経済的に調整することで状況変化に対応することを目的とする。

　上記課題を解決するために、本発明は、発電機の発電計画および前記発電機の発電燃料の輸送船の配船計画における想定時からの状況変化（インバランス）の対策を行う発電計画装置であって、前記発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出する調整範囲算出部と、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の計画作成または調整量を算出するインバランス対策量算出部とを備えたことを特徴とする電力計画装置、としたものである。

　本発明の効果によれば、燃料輸送や燃料消費の状況変化が起きた場合には、燃料船の仕向け地調整や速度調整による燃料タンクへの補給時刻の調整、火力機の出力や起動停止調整による燃料消費量の調整により、輸送や需要の状況変化に対応し、かつ燃料船の待機コストを削減して経済性を向上することができる。上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

実施例１の発電計画装置の機能構成例を示す図である。実施例１の発電計画装置のハードウェア構成例を示す図である。実施例１の発電計画装置の全体処理の一例を示すフローチャートである。実施例１の調整範囲算出部での燃料船の航路候補作成処理の一例を説明するための図である。実施例２の発電計画装置の機能構成例を示す図である。実施例２の発電計画装置の全体処理の一例を示すフローチャートである。実施例２の船の到着遅れを考慮した航路候補作成処理の一例を説明するための図である。実施例２の船の到着遅れを燃料タンクの残量変化により考慮する例を説明するための図である。

　以下、本発明の実施に好適な実施例について説明する。尚、下記はあくまでも実施の例に過ぎず、下記具体的内容に発明自体が限定されることを意図するものではない。

　本発明の実施例１について、以下に説明する。

（実施例１の発電計画装置１０の機能構成）
　図１は、実施例１の発電計画装置１０の機能構成例を示す図である。発電計画装置１０は、計画入力情報データベースＤＢ１と、調整範囲算出部１１と、インバランス対策量算出部１２と、結果保存データベースＤＢ２と、を備えている。

　計画入力情報データベースＤＢ１は、計画情報入力部の一例であり、想定需要情報ＤＢ１１、発電機機器情報ＤＢ１２、燃料契約情報ＤＢ１３、発電計画情報ＤＢ１４、燃料船・タンク情報ＤＢ１５、燃料初期配船計画ＤＢ１６、輸送状況情報ＤＢ１７、およびその他の情報を格納する。

　想定需要情報ＤＢ１１は、電力の想定需要を示し、必要となる発電量に相当する情報である。発電機機器情報ＤＢ１２は、各発電機の特性を示した機器定数などを含む情報である。燃料契約情報ＤＢ１３は、発電事業者と他者との燃料に関する契約などに関する情報である。燃料船・タンク情報ＤＢ１５は、発電事業者や燃料供給者が保有する燃料船や燃料タンクなどの仕様や現状の状態などを示す情報である。輸送状況情報ＤＢ１７は、燃料船の航路上の気象状況や輸送遅延などの輸送に関する情報である。これらやその他の情報は、燃料運用計画や発電計画の立案に必要な情報である。

　調整範囲算出部１１は、計画入力情報データベースＤＢ１において想定需要情報ＤＢ１１や輸送状況情報ＤＢ１７の燃料船の到着情報に状況変更があった場合には、該当時刻において、状況変化に対応するために調整可能な計画対象の燃料船の運航調整範囲および火力発電機の稼働調整範囲とそのコストを算出する。例えば、情報変化が推定された日程前後に本国（本実施例では日本）周辺に到着可能な燃料船に対して仕向け地変更や速度調整により到着可能な到着時間範囲とその調整コストや、火力発電機の出力調整または起動停止調整で調整可能な燃料の範囲など、状況変化に対応するための調整可能範囲とそのコストを算出する。

　インバランス対策量算出部１２は、調整範囲算出部１１の出力となる調整可能範囲とそのコストに基づき、インバランスに至った状況変化に対応するための調整量を算出し、演算された結果を結果保存データベースＤＢ２へ保存すると共に画面に表示する。状況変化に対応するための調整量とは、調整可能範囲内で調整コストを最小とする燃料船の仕向け地変更および速度調整による到着時刻の変更、あるいは発電機出力調整および起動停止調整などである。

（実施例１の発電計画装置１０のハードウェア構成）
　図２は、実施例１の発電計画装置１０のハードウェア構成例を示す図である。発電計画装置１０は、通信ネットワークＮを介して発電設備３０、燃料設備４０、燃料輸送設備５０、および市場設備・契約者２０と接続されている。発電設備３０は、火力発電機などの発電機３１，３２，…，３ｉを含む。燃料設備４０は、燃料タンクのように各発電機の燃料を貯蔵および供給する燃料設備４１，４２，…，４ｊを含む。燃料輸送設備５０は、燃料の供給地から各燃料設備４０に燃料を輸送する燃料船５１，５２，…，５ｋを含む。

　市場設備・契約者２０は、電力市場２１、燃料市場２２、相対契約先である燃料契約者２３や電力契約者２４の各機器を管理する管理装置などである。

　発電計画装置１０は、発電設備３０、燃料設備４０、燃料輸送設備５０、および市場設備・契約者２０の各情報を、通信部１０３による通信ネットワークＮを介した通信によって取得し、計画入力情報データベースＤＢ１に保存する。また発電計画装置１０は、調整量などの演算結果を結果保存データベースＤＢ２から読み出し、発電設備３０、燃料設備４０、燃料輸送設備５０、および市場設備・契約者２０に指令する。なお通信部１０３は、他にも発電計画装置１０に必要となる入力情報がある場合には他のシステムとも通信して入力情報を取得する。

　発電計画装置１０は、計算機システムで構成されており、ディスプレイ装置等の表示部１０１、キーボードやマウス等の入力部１０２、通信部１０３、ＣＰＵ１０４、メモリ１０５、計画入力情報データベースＤＢ１、および結果保存データベースＤＢ２が、バス１０６を介して接続されている。

　このうち表示部１０１は、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。入力部１０２は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等の少なくともいずれか一つを備えて構成できる。通信部１０３は、通信ネットワークＮに接続するための回路および通信プロトコルを備える。ＣＰＵ１０４は、計算プログラムを実行して表示すべき画像データの指示や、各種データベース内のデータの検索等を行う。

　ＣＰＵ１０４は、一つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、または、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。メモリ１０５は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）として構成され、コンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データおよび画像データ等を記憶したりする。メモリ１０５に格納されたデータは、表示部１０１に送られて表示される。

（実施例１の発電計画装置１０の全体処理）
　図３は、実施例１の発電計画装置１０の全体処理の一例を示すフローチャートである。

　先ずＳ１１では、発電計画装置１０は、事前準備として、例えば燃料船の到着地および到着時刻、輸送する燃料が示された燃料運用における配船計画、および電力需要に等しい電力を発電するための各発電機の起動時刻および停止時刻と発電量と燃料タンクの残量の推移が示された発電計画を、初期計画として生成しておく。

　なお、事前準備として生成する情報に代えて、事前に作成され計画入力情報データベースＤＢ１に保存されている発電計画情報ＤＢ１４や、燃料初期配船計画ＤＢ１６としてもよく、計画入力情報データベースＤＢ１に必要情報がない場合には、下記文献１および文献２に基づいて作成すればよい。
・文献１：澤敏之、佐藤康生、鶴貝満男、大西司、「潮流制約を考慮した火力、揚水、水力および融通の統合翌日運用計画作成」、IEEJ　Trans.PE、Vol.128、No.10(2008)
・文献２：瀬田剛広、”数理計画法を用いた内航最大規模の配船計画の最適化”、日本船舶海洋工学会論文集１１号、ｐｐ１５７－１６４、２０１０

　次にＳ１２では、発電計画装置１０は、計画入力情報データベースＤＢ１の情報を更新し、想定需要や燃料船の到着時刻の状況変化があったかどうかを算出する。

　次にＳ１３では、調整範囲算出部１１は、Ｓ１２で状況変化があった場合には、変化に対応するため、燃料運用計画における配船計画と発電計画を調整する必要があるため、これら配船計画と発電計画で調整できる範囲を算出する。これら配船計画と発電計画で調整できる範囲をそれぞれ以下に記載する。

（配船計画で調整できる範囲）
　図４は、実施例１の調整範囲算出部１１での燃料船の航路候補作成処理の一例を説明するための図である。図４では、上方図および下方図において、縦軸は燃料船の停泊港（Ｎｏ．１～４の４つ）を表し、横軸は時刻を表す。また図４において、斜線が掛けられた丸記号は燃料船から燃料を搬入する港の燃料タンクを表し、グレーの丸記号は燃料船へ燃料を積み込む燃料供給地（港）を表す。また図４において黒丸は、現在の燃料船の停泊港（現在位置）を表す。図４における斜線掛けおよびグレーの丸記号の外周および矢印について、実線のものは初期計画における燃料船の到着港、到着時刻、および移動経路を表し、破線のものは仕向け地調整または速度調整による到着港、到着時刻、および移動経路を表す。Ｃ_ｉｊは、ある時刻における燃料船の停泊港から次の到着先までの移動コストであり、仕向け地調整および速度調整のコストを含む。

　配船計画については、図４の上方図に示すように、速度調整により各燃料船の到着時間を調整し、予定の港と別の港への到着する仕向け地の変更をすることで、現在位置の時刻（時刻ｔ１）から調整終点時刻（時刻ｔ８）までの船の経路や到着時刻を調整することが可能である。図４の上方図では、燃料船は、初期配船計画では時刻ｔ３に港４へ到着予定だったが、速度調整により港４に到着する時刻が時刻ｔ２またはｔ４へ変化する。

　また図４の上方図に示すように、燃料船は、初期配船計画では時刻ｔ３に港４へ到着予定だったが、仕向け地調整により港１に時刻ｔ５に到着すると変化する。また図４の上方図に示すように、燃料船は、初期配船計画では時刻ｔ６に港３へ到着予定だったが、現在位置（港２）から港４へ移動する際の速度調整の影響を受け、時刻ｔ４に港４を出発し港３へ移動する際、時刻ｔ７に港３へ到着すると変化する。時刻ｔ８の港４以降は、初期配船計画どおりとする。

　調整範囲算出部１１は、図４の上方図に挙げられている全ての仕向け地変更および速度調整を組合せ、図４の下方図のような時刻ｔ１から時刻ｔ８の各港への到着時刻または到着港の何れかが異なる航路候補を複数作成する。航路候補ｉのコストは、Ｃ_ｉ＝ΣＣ_ｉｊである。調整範囲算出部１１は、調整可能な範囲として、これら航路候補を作成する。なお各航路候補ｉでは速度調整や仕向け地変更に伴い移動に伴うコストが違うため、各候補で移動コスト等の燃料輸送に要するコストＣ_ｉ＝ΣＣ_ｉｊを算出する。現在位置の時刻ｔ１から調整終点時刻ｔ８までの期間は、燃料船が日本から燃料供給国を往復するには概ね２週間必要であることから、例として１月程度を想定する。

（発電計画で調整できる範囲）
　事前に作成された計画入力情報データベースＤＢ１の発電計画のうち、電力系統の需給運用上の規定や運用者の要望のため運用が確定している場合は調整範囲外とする。これら以外の各時刻の発電機の起動停止および出力の全てを、発電計画で調整できる範囲とする。なお、配船計画で調整する範囲が概ね１月以上となるため、演算時間が課題となる場合には、配船などの燃料運用に影響しない発電機の起動停止状態は、事前準備の計画時と同一とするなど、調整する範囲を限定すると演算時間の高速化が実現できる。

　Ｓ１４では、インバランス対策量算出部１２は、Ｓ１１で算出された発電計画およびＳ１３で算出された配船計画で調整できる範囲に基づき、発電計画と配船計画の調整を実施する。この調整にあたり、発電計画および配船計画を一つの最適化問題として以下の数式モデルを構築し、目的関数を最小化することで、総発電コストと配船調整コストを最小化する。この最適化問題を解くことで、燃料タンクの残量など発電運用と燃料運用の運用制約を満たす範囲で、燃料船の速度調整や仕向け地変更の組合せで作成された複数の航路候補から、各船に対して何れかの候補航路が選択される。この選択された航路候補から、速度調整、仕向け地変更等が決定される。

　また、各発電機の出力および起動停止も、発電運用と燃料運用の運用制約を満たす範囲で調整された結果を得ることができる。これら最適化問題を解くにあたり、式（１）は混合整数二次計画問題という最適化問題であるため、商用の最適化ソルバを適用することで演算することが可能である。

（実施例１の目的関数）
　実施例１の目的関数は、式（１）のように、計画時間内におけるすべての発電機の総発電コストと配船調整コストの和を最小化する関数である。

　ただし式（１）の記号の定義は次のとおりである。
T_end：計画の終端時刻、N_gen：発電機台数、a_i、b_i、c_i：発電コスト係数、
P_it：発電出力、u_it：起動停止を示す0，1の離散変数、
Δu_it：1（起動開始時点），0（その他）、SUC_i：起動コスト、
X_vr∈{0、1}：航路候補の選択（X_vr＝0：非選択、X_vr＝1：選択）、v:船の番号、
r:航路候補の番号、t：時刻、j:港番、
C_vr：各航路候補の配船調整コスト

（実施例１の発電計画に関する制約条件）
　実施例１の発電計画に関する制約条件は、次の通りである。
・最大、最小発電機出力（各発電機の出力が、最大出力から最小出力の範囲内）
・需給バランス（分担分の需要が合計発電出力と一致する）
・最小連続起動、停止時間（再起動または再停止は最小連続時間後となる）
・運転、停止期間（指定期間で発電機を停止または運転を継続する)
・運転予備力、必要調整力（実運用時と発電計画の誤差を補正する余力）
・合計燃料消費量（特定期間における合計の燃料消費量が範囲内）

（実施例１の配船計画に関する制約条件）
　実施例１の配船計画に関する制約条件は、次の通りである。
・タンクの残量は、式（２）のように最大最小容量以内とする（各燃料タンク、各時点で定義）。

・船１台につき航路候補の中から１つを選ぶ。

　ただし式（２）～式（３）の記号の定義は次のとおりである。
Q_jtvr：航路候補rにおける船vが港jに時点tで補給する燃料量（0または船の搭載量）
Σ_v,r：船の台数での和、および船の航路候補での和とする
f_iP_it+f_const iu_it：燃料タンクに連結された発電機の出力に応じた燃料消費量

　Ｓ１５では、発電計画装置１０は、Ｓ１４で最適化問題を解くことで得られた燃料船の速度調整と仕向け地変更、および各発電機の起動停止と出力の調整量を結果保存データベースＤＢ２に保存し画面に表示する。またＳ１６では、発電計画装置１０は、Ｓ１３で算出された配船計画や発電計画の調整可能範囲と調整コストを結果保存データベースＤＢ２に保存し画面に表示する。なお画面表示では、Ｓ１１の事前準備における初期計画と調整結果を比較して、差異が違う部分を表示しても良い。

（実施例１の効果）
　本実施例では、燃料船の速度調整および仕向け地変更を組合せた航路候補を配船計画で調整可能な範囲、事前準備から変更可能な範囲を発電計画における調整可能な範囲とする。これら調整可能な範囲に基づき、発電機運用と燃料船運用を同時に最適化することで、発電機運用と燃料船運用の両方の運用制約を満たしながら、両運用のコストを最小化できる、燃料船の速度調整や仕向け地変更、発電機の起動停止や出力を算出できる。ここで、燃料船の速度調整と仕向け地変更を、航路候補で考慮することで、複雑な数式模擬が必要となる燃料船の航路を簡単かつ少ない変数（各候補の選択の有無X_vr）で模擬しており、演算時間の短縮が可能となる。

　現状の配船運用では到着予定時刻に間に合うために沖合での待機コストを要していたが、移動に要する時間が変化しても、実施例１によって、燃料船の速度調整や仕向け地変更や発電機の起動停止や出力の調整により対応可能となる。これにより、到着予定時刻前の待機を削減することができ待機コストを削減することが可能となる。

　上記では燃料船の到着時刻や想定需要の変化した場合としたが、例えば発電機や燃料船の故障が発生した場合には、故障期間において故障した船や発電機を除外して実施すればよい。これにより、故障発生時においても、他の燃料船の速度調整による到着時間調整や仕向け地変更、他の発電機の出力、起動停止調整が実施されて運用制約が遵守される。これを活用することで、各想定故障や到着時間の変更などの状況変化のケースを複数用意し、ケースごとに対応して上記のＳ１２～Ｓ１４を実施して調整量などの算出結果をデータベースＤＢ２に保存しておいてもよい。このようにすることで、状況変化の発生時に算出結果を画面表示し、対応する調整を運用者もしくは発電計画装置１０が実施することで、故障に即座に対応することが可能となる。

　すなわち本実施例では、電力需要に基づく火力発電機の起動および停止の運転計画ならびに燃料船の運用を総合的に考慮した運用コストを最小化する発電および船舶運用計画を作成する。具体的には燃料船が燃料を運搬して燃料タンクが港湾に早めに到着して待機する待機コストを低減する。燃料船の速度調整と仕向け地変更で作成される航路候補から最適候補を選択するため、現実的な演算コストで発電および船舶運用計画を作成できる。

　本発明の実施例２について、以下に説明する。なお、実施例１で説明した内容と重複する説明については省略する。

（実施例２の発電計画装置１０Ｂの機能構成）
　図５は、実施例２の発電計画装置１０Ｂの機能構成例を示す図である。発電計画装置１０Ｂは、実施例１の発電計画装置１０と比較して、インバランス推定部１３を具備したものである。発電計画装置１０Ｂのハードウェア構成は、発電計画装置１０と同様である。

　インバランス推定部１３は、計画入力情報データベースＤＢ１における気象状況など需要予測に必要な情報である需要予測入力情報ＤＢ１８や燃料輸送に遅延などの影響をもたらす輸送経路の天候などの輸送状況情報ＤＢ１７を入力として、燃料船の輸送の遅延や電力需要などの状況変化幅を予測して出力する。

　調整範囲算出部１１は、実施例１と同様に、状況変化が発生した前後の区間に本国（本実施例では日本）周辺に到着可能な燃料船に対して仕向け地変更や速度調整により到着可能な到着時間範囲とその調整コスト、火力発電機の出力や起動停止で調整可能な燃料の範囲など状況変化に対応するための調整可能範囲とそのコストを算出する。

　インバランス対策量算出部１２は、インバランス推定部１３によって算出された燃料船の到着遅延や電力需要などの状況変化予測幅および調整範囲算出部１１によって算出された調整可能範囲とそのコストを入力に、状況変化に対応するための調整量を算出し、演算された結果を結果保存データベースＤＢ２へ保存すると共に画面に表示する。予測幅内の状況変化に対応するための調整量とは、予測幅内でいかなる状況変化が起きた場合にも、タンク残量の過不足などの運用違反が生じないようにする、燃料船の仕向け地変更や速度調整による到着時刻の変更、あるいは発電機出力調整および起動停止調整などである。

（実施例２の発電計画装置１０Ｂの全体処理）
　図６は、実施例２の発電計画装置１０Ｂの全体処理の一例を示すフローチャートである。図３に示した実施例１の発電計画装置１０の全体処理と比較して、Ｓ１２に代えてＳ１２Ｂが実行され、Ｓ１３に代えてＳ１３Ｂが実行され、Ｓ１４に代えてＳ１４Ｂが実行される。

　Ｓ１２Ｂでは、インバランス推定部１３は、Ｓ１１による計画入力情報データベースＤＢ１の情報の更新後、電力需要や燃料船の移動時間になりうる分布を以下のようにそれぞれ予測する。これら予測の分布について、真値が含まれる可能性が高い分布の幅を信頼区間とし、電力需要の変化幅および燃料船の到着時間幅とする。インバランス推定部１３は、電力需要の変化幅および燃料船の到着時間幅を出力する。

　インバランス推定部１３は、需要変化の幅の予測を次のように行う。予測値とその予測分布、つまり予測のとりうる分布である予測分布の例を示す文献として、文献３がある。
・文献３：C.M.ビショップ：「パターン認識と機械学習　上　ベイズ理論による統計的予測」、丸善出版株式会社、 pp28-31(2012)

　文献３によれば、気温、雲量、天候、気圧、湿度、降水量、日射量、需要実績、太陽光発電実績、予測誤差の実績などで示される入力xに対して、予測したい対象t（需要や需給計画対象外の発電の合計の予測）の関係を式（４）で近似し、予測誤差を含めた分布を考慮していく。

　なお、式（４）におけるx=(X₁、X₂、…X_N)^T、y=(Y₁、Y₂、…Y_N)^Tは、それぞれＮ個の各要素X_n、Y_n（n＝１，２，…１，Ｎ）を持つベクトルであり、εは予測対象の分布の近似精度βの逆数、w=(w₀、w₁、…w_m)は行列パラメータである。

　式（４）において、wとβによる対数尤度関数は、式（５）で示される。式（５）の対数尤度関数を最大化することで、式（４）が最良の近似精度βとなる行列パラメータw＝w_MLを算出することができる。

　このときの近似精度β_MLは、式（６）で示される。

　上記の行列パラメータw_MLを代入した式（４）およびβ_WL ^-1による予測分布を含む予測式は、式（７）で示される。式（７）においてDistは正規分布を示し、y(x，w_ML)を平均値とした分散β^-1 _MLの予測分布となる。

　なお、事前に過去データを利用して、入力情報と予測対象の関係性を式（４）～式（７）の予測モデルに学習させておき、予測時には最新の入力データを、学習済みの予測モデルに入力することで予測できる。

（実施例２の燃料船の到着日の遅れ幅の予測）
　燃料船の到着日の遅れは海象状況に大きく左右される。この海象状況の予測は、主要国において全世界で観測された様々なデータを同化し、地球規模の数値予測を実施しており、ＧＰＶ（Grid　Point　Value：格子点値）が一般ユーザに配布されている。この予測期間は、１９２時間先までになる。また日本気象協会は、３か月先までの日本の気象予測を公開しており、長期的な海象または気象に関する予測が実現できている。これら燃料船の移動時間に大きな影響を与える海象や気象の各地点の各時刻の長期予測を入力に、式（４）～式（７）の予測モデルにより、港から港までの到着時間を予測する。なお、過去データにより海象や気象データと到着時間の関係性は予め式（４）～式（７）に学習させておき、予測モデルを構築しておくとする。

　Ｓ１３Ｂでは、実施例１のＳ１３と同様に、調整範囲算出部１１は、配船計画と発電計画で調整できる範囲を算出する。配船計画においては、調整できる範囲を航路候補で考える点は実施例１と同様であるが、図７のように到着遅れの影響も考慮する。図７は、実施例２の船の到着遅れを考慮した航路候補作成処理の一例を説明するための図である。

　海象や気象の予測によって台風等が予測され燃料船の移動が制限されることが予測された場合には、速度調整や仕向け地変更の可能な範囲は制限され、到着不可となる。図７では、時刻ｔ１２に港４へ到着する速度調整が、海象や気象の予測に基づいて、速度調整可能の範囲外とされた例を示す。なお図７では、海象や気象の予測の影響を受けず、時刻１５に港１へ到着する仕向け地変更は、調整可能範囲内となっている。

　加えて、Ｓ１２Ｂで算出した到着日の遅れ幅において、最小遅れ～最大遅れの範囲内で遅れが発生することを想定するため、範囲内で遅れた場合を複数想定する。Ｓ１４Ｂでは、想定遅れが発生する経路の航路候補が選ばれる場合は、これら遅れ幅内で想定したそれぞれの場合において、いずれの遅れを想定した航路候補が最も遅れの悪影響が小さいかを評価し、航路の候補に決定する。

　Ｓ１４Ｂでは、インバランス対策量算出部１２は、Ｓ１３Ｂで算出された発電計画および配船計画で調整できる範囲に基づき、到着時間や需要の状況変化を考慮して発電計画と配船計画の調整を実施する。この調整にあたり、発電計画および配船計画を一つの最適化問題として以下の数式モデルで構成し、目的関数を最小化することで、総発電コストと配船調整コストを最小化する。

　ここで、想定需要の状況変化は、Ｓ１２Ｂで算出した需要変化の幅だけ変動するとして式（９）のようにd_min＜dt＜d_maxとする。

　一方で、到着時刻の状況変化においては、図８に示すように、Ｓ１２Ｂで算出した到着変化の幅（遅延の場合T_{delay max rt}、早期の場合T_{forward max rt}）に起因した燃料タンクの残量変化分（遅延の場合V_delay it、早期の場合V_forward it）で示される。この到着変化の幅に起因した燃料タンクの残量変化分を考慮して燃料タンク残量は、式（１１）のようになる。ここで，図８のように到着変化の幅に起因した燃料タンクの残量変化分は、式（１２）で燃料船の到着の有無を判定し、式（１３）で到着変化の幅（遅延の場合T_{delay max rt}、早期の場合T_{forward max rt}）における発電機の燃料消費量V_delay itが模擬されている。

　なおＳ１３Ｂの航路候補で遅れが想定されている場合（図７のT_{delay consider rt}）、すでに考慮済みであるため、Ｓ１２Ｂで算出した到着変化の幅に起因した燃料タンクの残量変化V_{delay rt jt}の式（１３）から除外（t+T_{delay max rt}－T_{delay consider rt}）する。これらの到着変化の幅に起因するタンク残量の変化を踏まえ、燃料タンクの最大最小容量は式（１１）で考慮される。

　到着遅れが他に与える影響としては、図８に示すように、遅れて燃料タンクに到着した後は次の供給地の到着時刻に到着する必要があるため遅れの影響を速度調整で対応することが挙げられる。この速度調整コストがC_speed（T_delay rt）である。Ｓ１３Ｂで想定しない遅れ分の調整については、その速度調整コストが式（８）の目的関数（計画の評価）に計上される。

　到着変化による燃料タンクの残量変化や需要変化（dt、V_delay it，V_forward it，T_delay rt）が及ぼす影響（目的関数のコスト）の最悪ケース（max）を評価するため、式（８）の目的関数では、dt，V_delay it，V_forward it，T_delay rtに関するmaxの要素が付与されている。最適化問題を解くことで、状況変化が生じても運用逸脱が生じないような燃料船毎のいずれかの候補、発電機出力および起動状態が抽出される。この抽出された航路候補により、速度調整、仕向け地変更等も決定される。

　なお、この最適化問題を解くにあたり、需要変化を想定した文献４がある。文献４と同様にベンダーズ分解と商用の最適化ソルバを利用することで演算することが可能である。
・文献４：Youngchae Choet al.，“Box-Based Temporal Decomposition of Multi-Period Economic Dispatch for Two-Stage Robust Unit Commitment”，IEEE Transaction on Power Systems， Vol.34、 No.4(2019)

（実施例２の目的関数）
　実施例１の目的関数は、式（８）のように、計画時間内におけるすべての発電機の総発電コスト、配船調整コスト、遅れ時速度調整コスト、およびタンク過不足の和を最小化する共に、需要変化や海象などによる到着時刻の変化に伴う燃料タンクの残量変化および速度調整コストを最も保守的（最悪に）見積る関数である。

　ただし式（８）の記号の定義は次のとおりである。
T_end：計画の終端時刻、N_gen：発電機台数、a_i、b_i、c_i：発電コスト係数、
P_it：発電出力、u_it：起動停止を示す0、1の離散変数、
Δu_it：1（起動開始時点），0（その他）、SUC_i：起動コスト、
X_vr∈{0、1}：航路候補の選択（X_vr＝0：非選択、X_vr＝1：選択）、v:船の番号、
r:航路候補の番号、t：時刻、j:港番、
C_vr：各航路候補の配船調整コスト、
dt：需要変化、
V_delay it：到着遅延による燃料タンクの残量変化、
V_forward it：到着早期による燃料タンクの残量変化、
T_delay rt：到着遅延時間

（実施例２の発電計画に関する制約条件）
　実施例２の発電計画に関する制約条件は、次の通りである。
・最大、最小発電機出力（各発電機の出力が、最大出力から最小出力の範囲内）
・需給バランス（分担分の需要が合計発電出力と一致する）
・最小連続起動、停止時間（再起動または再停止は最小連続時間後となる）
・運転、停止期間（指定期間で発電機を停止または運転を継続する)
・運転予備力、必要調整力（実運用時と発電計画の誤差を補正する余力）
・合計燃料消費量（特定期間における合計の燃料消費量が範囲内）
・需要変動dtが式（９）を満たす。式（９）の第１式は需給変動dtの変動幅を表し、第２式は需給バランスを表す。

（実施例２の配船計画に関する制約条件）
　実施例２の配船計画に関する制約条件は、次の通りである。
・到着遅れ幅は、式（１０）のように最大最小の遅れの範囲内とする。

・タンクの残量は、式（１１）のように最大最小容量以内とする(各燃料タンク、各時点で定義)。

・燃料船が到着予定で到着遅延する場合のタンク残量の変化（残量減少）が式（１２）、式（１３）を満たす。

・燃料船が到着予定で早期到着する場合のタンク残量の変化（残量増加）は、前述の残量減少変化と同様とするが、発電機が燃料消費前に早期到着することで発生する残量余剰のため、到着時刻より前の発電機の燃料消費を考慮する。これによりV_forward rtが定義され式（１１）のタンク残量に作用する。

　ただし式（８）～式（１３）の記号の定義は次のとおりである。
X_vr∈{0、1}：航路候補の選択、v:船の番号、r:航路候補の番号、t：時点、j:港番号、
C_vr：航路移動コスト、
Q_jtvr：航路候補rにおける船vが港jに時点tで補給する燃料量（0または船の搭載量）、
V_{csp_jt}：港j、時点tでの燃料の消費量、
Σ_v,r：船の台数での和、および船の航路候補での和、
f_iP_it+f_const iu_it：燃料タンクに連結された発電機の出力に応じた燃料消費量、
T_{delay max rt}：航路候補rにおける時刻tの最大到着遅れ、
C_speed(T_delay rt)：次の供給地に時刻前に到着するための速度調整コスト（速度調整無しで到着時間前に到着できる場合はコスト０）、Mbig：大きな値

　Ｓ１５では、発電計画装置１０Ｂは、Ｓ１４Ｂで最適化問題を解くことで得られた燃料船の速度調整と仕向け地変更、および各発電機の起動停止と出力の調整量を結果保存データベースＤＢ２に保存し画面に表示する。またＳ１６では、発電計画装置１０Ｂは、Ｓ１２Ｂで予測された到着時間や予測需要の変化幅、Ｓ１３Ｂで算出された配船計画や発電計画の調整可能範囲や調整コスト、航路候補を結果保存データベースＤＢ２に保存し画面に表示する。

（実施例２の効果）
　過去の海象状況の変化と到着時間の遅延の関係性に基づいて、需要入力情報と需要変動の予測モデルを作成し、到着遅れなど到着時間や需要変化の変化幅を推定する。港への到着時間の変化幅がある経路では、調整範囲として航路候補を作成する際に、到着時間の変化幅を考慮し、時間遅れ等の時間変化を想定した航路候補を作成する。

　また発電運用と燃料（配船）運用の両方を考慮した計画作成時には、推定された変化幅内で需要や到着時間の変化の最悪ケースを想定し、航路候補の想定遅れと比較して、タンク残量超過や次の到着地への到着時間への影響があるかを速度調整やタンク過不足コストとして評価する。このとき航路候補で想定した到着遅れと最悪ケースでの到着遅れの乖離の影響は、タンク残量の過不足および次の供給地到着に向けた速度調整により考慮されている。

　これにより、到着時間や需要変化の影響を考慮しながら、配船計画と発電計画を同時に算出することが可能であり、より外乱（需要変化、到着時間変化）に頑健で経済的な計画を作成することが可能となる。

　すなわち本実施例では、電力需要の変化と燃料船の遅れを予測して、計画に反映させる際、想定範囲内で最悪ケースを前提とするため、電力需要の変化と燃料船の遅れに対してロバスト性がある計画を作成できる。

（他の実施例）
　上記実施例１～２を含んださらなる実施例として、以下に示す電力計画装置および電力計画方法を開示する。

（１）発電機の発電計画および前記発電機の燃料を輸送する配船計画の計画作成または計画の調整を行う発電計画装置であって、前記発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出する調整範囲算出部と、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の計画の作成または調整量を算出するインバランス対策量算出部とを備えたことを特徴とする電力計画装置。

（２）前記調整範囲算出部は、前記燃料運用の調整可能範囲として、発電燃料の輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の複数の航路候補を作成し、前記燃料運用の調整コストとして、各前記航路候補を選択した場合の前記発電燃料の輸送コストを算出し、前記インバランス対策量算出部は、前記発電機運用および前記航路候補から、前記発電計画および前記発電機の燃料タンク残量に関するタンク残量条件を含んだ前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記所定指標を最良化する前記発電機運用の調整量および前記航路候補と前記輸送コストを抽出することを特徴とする上記（１）に記載の電力計画装置。

（３）前記調整範囲算出部は、前記燃料運用の調整可能範囲として、予め算出されている発電燃料の輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の航路に対して、前記輸送船の速度調整による前記到着時刻の調整および前記到着地の変更を行うことで複数の航路候補を作成し、前記燃料運用の調整コストとして、各前記航路候補を選択した場合の前記発電燃料の輸送コストを算出することを特徴とする上記（１）または（２）に記載の電力計画装置。

（４）電力需要予測情報に基づき当初発電計画からの電力需要の変化幅を予測し、または、前記発電燃料の輸送に関する天候の予測値および天候による前記到着時刻の遅延を示した過去情報から、前記天候と前記遅延の関連性を学習して予測モデルを構築し、前記予測モデルと逐次更新される天候の予測値に基づき、当初配船計画からの前記到着時刻の変化幅を予測するインバランス推定部をさらに備え、前記調整範囲算出部は、前記インバランス推定部によって推定された前記電力需要の変化幅または前記到着時刻の変化幅に基づいて、前記航路候補を作成し、前記輸送コストを算出することを特徴とする上記（２）または（３）に記載の電力計画装置。

（５）前記調整範囲算出部は、前記燃料運用の調整可能範囲として、予め算出されている前記輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の航路に対して、前記輸送船の速度調整、前記到着地の変更、および前記インバランス推定部によって前記到着時刻が変化すると推定された航路における前記到着時刻の変化幅に基づく前記到着時刻の調整、を組合せて行うことで前記複数の航路候補を作成し、前記インバランス対策量算出部は、前記到着時刻と、前記到着時刻の変化幅における最大遅延の到着時刻との差に基づいて各前記航路候補を評価し、前記到着時刻の調整による遅延の影響が最小の航路を抽出することを特徴とする上記（４）に記載の電力計画装置。

（６）前記インバランス対策量算出部は、前記インバランス推定部によって推定された前記到着時刻の変化幅に基づいて、当初配船計画における前記到着時刻よりも早期に到着する可能性がある場合には、該到着時刻よりも早期に到着した時間分の前記発電機の燃料消費量で該到着時刻の前記発電機の燃料タンク残量を補正し、当初配船計画における前記到着時刻よりも到着が遅延する可能性がある場合には、該到着時刻よりも到着が遅延した時間分の前記発電機の燃料消費量で該到着時刻の前記燃料タンク残量を補正することで、前記燃料タンク残量を評価し、前記輸送船の次の到着地への到着時刻に応じた速度調整のコストを評価することを特徴とする上記（４）または（５）に記載の電力計画装置。

（７）前記調整範囲算出部は、想定外の事象が発生したケース毎に、前記発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記燃料運用の調整可能範囲と調整コストを予め算出し保存しておき、前記インバランス対策量算出部は、前記ケース毎に、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、該当するケースの前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、前記所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の調整量を予め算出し保存しておき、前記想定外の事象が実際に発生した場合には、該当するケースの調整量を表示部に表示すると共に、該調整量に基づいて前記発電機運用および前記燃料運用を調整することを特徴とする上記（４）～（６）の何れか１つに記載の電力計画装置。

（８）前記インバランス推定部によって推定された前記電力需要または前記到着時刻の変化幅、前記調整範囲算出部によって算出された前記発電機運用または前記燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、ならびに、前記インバランス対策量算出部によって算出された前記発電機運用または前記燃料運用の調整量、の少なくとも１つを表示部に表示することを特徴とする請求項４～７の何れか１項に記載の電力計画装置。

（９）発電機の発電計画および前記発電機の配船計画のインバランス対策を行う発電計画装置が行う発電計画方法であって、前記発電計画装置の調整範囲算出部が、前記発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出し、前記発電計画装置のインバランス対策量算出部が、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の調整量を算出する各処理を備えたことを特徴とする電力計画方法。

　上述した実施例は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。さらに、上述した実施例および変形例において、本発明の主旨を変えない範囲内で、装置またはシステム構成の変更や、一部または全部の構成もしくは処理手順の省略や入れ替え、組合せを行ってもよい。さらにハードウェア図やブロック図では、制御線や情報線は説明上必要と考えられるものだけを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。

１０，１０Ｂ：発電計画装置、１１：調整範囲算出部、１２：インバランス対策量算出部、１３：インバランス推定部、２０：市場設備・契約者、３０：発電設備、４０：燃料設備、５０：燃料輸送設備、１０１：表示部

Claims

　発電機の発電計画および前記発電機の発電燃料の輸送船の配船計画の計画作成または計画の調整を行う発電計画装置であって、
　前記発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出する調整範囲算出部と、
　前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の計画作成または調整量を算出するインバランス対策量算出部と
　を備えたことを特徴とする電力計画装置。
　前記調整範囲算出部は、
　前記燃料運用の調整可能範囲として、発電燃料の輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の複数の航路候補を作成し、前記燃料運用の調整コストとして、各前記航路候補を選択した場合の前記発電燃料の輸送コストを算出し、
　前記インバランス対策量算出部は、
　前記発電機運用および前記航路候補から、前記発電計画および前記発電機の燃料タンク残量に関するタンク残量条件を含んだ前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記所定指標を最良化する前記発電機運用の調整量および前記航路候補と前記輸送コストを抽出する
　ことを特徴とする請求項１に記載の電力計画装置。
　前記調整範囲算出部は、
　前記燃料運用の調整可能範囲として、予め算出されている発電燃料の輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の航路に対して、前記輸送船の速度調整による前記到着時刻の調整および前記到着地の変更を行うことで複数の航路候補を作成し、前記燃料運用の調整コストとして、各前記航路候補を選択した場合の前記発電燃料の輸送コストを算出する
　ことを特徴とする請求項１または２に記載の電力計画装置。
　電力需要予測情報に基づき電力需要の変化幅を予測し、または、前記発電燃料の輸送に関する天候の予測値および天候による前記到着時刻の遅延を示した過去情報から、前記天候と前記遅延の関連性を学習して予測モデルを構築し、前記予測モデルと逐次更新される天候の予測値に基づき、当初配船計画からの前記到着時刻の変化幅を予測するインバランス推定部
　をさらに備えたことを特徴とする請求項２または３に記載の電力計画装置。
　前記調整範囲算出部は、
　前記燃料運用の調整可能範囲として、予め算出されている前記輸送船の到着地および到着時刻を調整期間にわたって示した前記輸送船の航路に対して、前記輸送船の速度調整、前記到着地の変更、および前記インバランス推定部によって前記到着時刻が変化すると推定された航路における前記到着時刻の変化幅に基づく前記到着時刻の調整、を組合せて行うことで前記複数の航路候補を作成し、
　前記インバランス対策量算出部は、
　前記到着時刻と、前記到着時刻の変化幅において影響が最悪となる遅延の到着時刻との差に基づいて各前記航路候補を評価し、前記到着時刻の調整による遅延の影響が最小の航路を抽出する
　ことを特徴とする請求項４に記載の電力計画装置。
　前記インバランス対策量算出部は、
　前記インバランス推定部によって推定された前記到着時刻の変化幅に基づいて、当初配船計画における前記到着時刻よりも早期に到着する可能性がある場合には、該到着時刻よりも早期に到着した時間分の前記発電機の燃料消費量で該到着時刻の前記発電機の燃料タンク残量を補正し、当初配船計画における前記到着時刻よりも到着が遅延する可能性がある場合には、該到着時刻よりも到着が遅延した時間分の前記発電機の燃料消費量で該到着時刻の前記燃料タンク残量を補正することで、前記燃料タンク残量を評価し、
　前記輸送船の次の到着地への到着時刻に応じた速度調整のコストを評価する
　ことを特徴とする請求項４または５に記載の電力計画装置。
　前記調整範囲算出部は、
　想定外の事象が発生したケース毎に、前記発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記燃料運用の調整可能範囲と調整コストを予め算出し保存しておき、
　前記インバランス対策量算出部は、
　前記ケース毎に、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、該当するケースの前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、前記所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の調整量を予め算出し保存しておき、前記想定外の事象が実際に発生した場合には、該当するケースの調整量を表示部に表示すると共に、該調整量に基づいて前記発電機運用および前記燃料運用を調整する
　ことを特徴とする請求項４～６の何れか１項に記載の電力計画装置。
　前記インバランス推定部によって推定された前記電力需要または前記到着時刻の変化幅、前記調整範囲算出部によって算出された前記発電機運用または前記燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、ならびに、前記インバランス対策量算出部によって算出された前記発電機運用または前記燃料運用の調整量、の少なくとも１つを表示部に表示する
　ことを特徴とする請求項４～７の何れか１項に記載の電力計画装置。
　発電機の発電計画および前記発電機の発電燃料の輸送船の配船計画の計画作成または計画の調整を行う発電計画方法であって、
　発電計画装置が、
　前記発電計画装置の調整範囲算出部が、前記発電計画に基づく発電機運用の調整可能範囲と調整コスト、および、前記配船計画に基づく燃料運用の調整可能範囲と調整コスト、を算出し、
　前記発電計画装置のインバランス対策量算出部が、前記発電計画および前記配船計画に関する制約条件のもとで、前記発電機運用および前記燃料運用の調整可能範囲内で、所定指標を最良化する前記発電機運用および前記燃料運用の計画作成または調整量を算出する
　各処理を備えたことを特徴とする電力計画方法。