JP4579137B2

JP4579137B2 - エネルギー変動費推定装置およびエネルギー変動費推定プログラム

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Publication number: JP4579137B2
Application number: JP2005325135A
Authority: JP
Inventors: 聖一北村; 一之森; 静一進藤; 聖治下岡; 禎彦尾崎; 恵士高橋; 宏至高松
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2005-11-09
Filing date: 2005-11-09
Publication date: 2010-11-10
Anticipated expiration: 2025-11-09
Also published as: JP2007133596A

Description

この発明は、省エネ対策後のエネルギー変動費削減効果を定量的に算出する、省エネ対策後の期間において省エネ対策を実施しなかった場合のエネルギー変動費を定量的に推定するエネルギー変動費推定装置およびエネルギー変動費推定プログラムに関するものである。

従来、ＥＳＣＯ事業用のエネルギー変動費推定方法では、省エネ対策前後でエネルギー需要、燃料単価、気候等、環境の変化がある場合に、省エネ事業の対象となる顧客の施設の属性（業種、規模、地区等）に関するエネルギー消費量の統計データなどから、省エネ対策を実施しなかった場合のエネルギー原単価を補正しエネルギー変動費を推定している（例えば、特許文献１参照）。
また、省エネ効果計算装置では、省エネ手段適用シミュレーションを用いて省エネ手段非適用／適用時の実績データに基づきエネルギー変動費の差を示す差分算出式を作成し、この差分算出式を使用して、運転実績データに対し省エネ手段を仮想的に適用した場合の仮想適用時コスト、省エネ手段を仮想的に適用しない場合の仮想非適用時コストを求め、これら運転実績データ、仮想適用時コスト、仮想非適用時コストに基づきエネルギー変動費削減効果を求めている（例えば、特許文献２参照）。

特開２００２−１５７３０５号公報特開平１１−３２８１５２号公報

しかし、ＥＳＣＯ用事業用のエネルギー変動費推定方法において、省エネ対策後に省エネ対策を実施しなかった場合のエネルギー変動費を推定するためには、省エネ対策の対象となる顧客の施設と同じ業種、規模、地区等の属性に分類される施設におけるデータをエネルギー供給業者から提供してもらわなくてはならないという問題がある。
また、省エネ効果計算装置は、省エネ対策前後に省エネ手段適用シミュレーションを実施し、それぞれ実績変動費とシミュレーション結果から得られる変動費の差を用いて、変動費削減効果を算出するための差分近似式を作成して変動費削減効果を計算する装置であるが、変動費を一度に総変動費として求め、電力または蒸気などのユーティリティ毎に分けて推定することができないという問題がある。

この発明の目的は、施設属性に依らず、また他の様々な施設データベースを用意することなしに、対象施設のエネルギー使用量、買電単価、燃料単価、設備特性が変化したときも、対象施設のデータを使用して省エネ対策後の期間に省エネ対策を実施しなかった場合のエネルギー変動費を推定するエネルギー変動費推定装置およびエネルギー変動費推定プログラムを提供することである。

この発明に係わるエネルギー変動費推定装置は、時期的に後先する２つの期間のうちの後の期間に亘って仮に先の期間の条件でエネルギー供給システムを含むプラントを運用する場合のエネルギー変動費を推定するエネルギー変動費推定装置において、先の期間の実績運用データを保存する実績運用データベースと、先の期間のデマンドデータを保存するデマンドデータベースと、先の期間の設備特性データを保存する設備特性データベースと、先の期間の単価データを保存する単価データベースと、上記実績運用データベースから上記先の期間の実績運用データ、上記デマンドデータベースから上記先の期間のデマンドデータ、上記設備特性データベースから上記先の期間の設備データおよび上記単価データベースから上記先の期間の単価データを読み出すコンピュータと、を備え、上記コンピュータは、読み出した上記先の期間のデマンドデータ、上記先の期間の設備特性データおよび上記先の期間の単価データに基づき実プラント計算機モデル式を用いて変動費が最小になる先の期間の最適運用計画を立案し、読み出した上記先の期間の単価データと立案した上記先の期間の最適運用計画とに基づいて先の期間の実プラント計算機モデル変動費を算出し、読み出した上記先の期間のデマンドデータ、立案した上記先の期間の最適運用計画および算出した上記先の期間の実プラント計算機モデル変動費に基づいて先の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出し、先の期間の実績原単価で上記算出した先の期間の実プラント計算機モデル原単価を除算して最適運転率を算出し、上記デマンドデータベースは後の期間のデマンドデータを保存し、上記設備特性データベースは後の期間の設備特性データを保存し、上記単価データベースは後の期間の単価データを保存し、上記コンピュータは、上記デマンドデータベースから上記後の期間のデマンドデータ、上記設備特性データベースから上記後の期間の設備データおよび上記単価データベースから上記後の期間の単価データを読み出すとともに、読み出した上記後の期間のデマンドデータ、上記後の期間の設備特性データ、上記後の期間の単価データに基づいて上記実プラント計算機モデルを用いて後の期間での変動費が最小になる最適運用計画を立案し、上記後の期間の単価データと立案した上記後の期間での最適運用計画から後の期間の実プラント計算機モデル変動費を算出し、上記後の期間のデマンドデータ、立案した上記後の期間の最適運用計画および算出した上記後の期間の実プラント計算機モデル変動費から後の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出し、算出した上記後の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出した上記最適運転率で除算して後の期間に亘って先の期間の条件でプラントを運用した場合の基準原単価を算出し、算出した上記基準原単価に上記後の期間のデマンドデータを乗算して後の期間に亘って先の期間の条件でプラントを運用した場合の基準変動費を算出する。

この発明に係わるエネルギー変動費推定装置の効果は、省エネ対策前後のプラントに適用する場合、当該実プラント計算機モデルを運用したときに変動費が最小になる最適運用計画を立案し、最適運用計画に従って運用したときの当該実プラント計算機モデルの原単価を実績原単価で除算して最適運転率を求め、省エネ対策後の実績データを用いたときの上記実プラント計算機モデルの最適運用計画を立案し、上記最適運用計画に従って上記実プラント計算機モデルを運用したときの変動費を算出し、当該変動費から原単価を算出し、当該原単価を上記最適運転率により補正することにより省エネ対策後の所定の期間で省エネ対策を実施しなかった場合の基準原単価を算出し、該基準原単価にエネルギー使用量を乗算することにより基準変動費を算出するので、他の様々な施設のデータを取り寄せなくても、当該プラントの省エネ対策前後の実績データだけを用いて、省エネ対策後のエネルギー変動費を推定することができる。

実施の形態１．
図１は、この発明の実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置が対象とするプラントの構成図である。
この発明の実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置は、エネルギー供給システムが配備されているプラントが時間的に後先する２つの期間で稼動されたとき、後の期間において先の期間の稼動条件でプラントを稼動すると仮定するときのエネルギー変動費を推定する。
このプラントは、図１に示すように、電力、中圧蒸気、低圧蒸気を使用し、そのためのエネルギー供給システムが配備されている。
なお、実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置は、２つの期間の間で省エネ対策が実施されているプラントに関して後の期間において省エネ対策を実施しないと仮定する場合のエネルギー変動費を推定する。そして、推定したエネルギー変動費から、省エネ対策の変動費削減効果を算出する。以下の説明において、先の期間を省エネ対策前、後の期間を省エネ対策後と呼んで説明を進める。

このプラントでは、図１に示すように、ボイラ１２、抽気背圧タービン１５、抽気復水タービン２１などを有するエネルギー供給システムを具備している。
ボイラ１２は、燃料１１を使用して高圧蒸気１３を発生させ、その高圧蒸気１３を抽気背圧タービン１５、抽気復水タービン２１にそれぞれ高圧蒸気１４、高圧蒸気２０として配分して入力する。
抽気背圧タービン１５は、高圧蒸気１４の持つ熱エネルギーの一部を発電機１６で発電力１７に変換し、低圧蒸気１９を排気する。また、抽気背圧タービン１５では、発電力１７を減少して代わりに中圧蒸気１８を抽気することができる。
抽気復水タービン２１は、高圧蒸気２０の持つ熱エネルギーの一部を発電機２２で発電力２３に変換し、排気された蒸気を復水器２４で水に復水する。また、抽気復水タービン２１では、発電力２３を減少して代わりに中圧蒸気２５、低圧蒸気２６を抽気することができる。

得られる発電力１７、２３、中圧蒸気１８、２５および低圧蒸気１９、２６により、製造ラインの電力需要２８、中圧蒸気需要２９、低圧蒸気需要３０と、所内の所内電力需要３１、所内中圧蒸気需要３２、所内低圧蒸気需要３３とを満たしている。なお、電力需要２８、所内電力需要３１に対しては、電力会社からの買電力２７を供給することを考慮してもよい。ここで、所内需要とは、エネルギー供給システム内で消費する電力、中圧蒸気、低圧蒸気を指す。

図２は、この発明の実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置の最適運転率を算出することに係わる手段の機能ブロック図である。なお、図２における各データベースは省エネ対策前の情報を保存したものである。
実績運用データベース４１には、プラントにおけるエネルギー供給システムに係わる設備の運転や買電などに関する情報（ボイラ１２、タービン１５、２１などの稼動状態、燃料流量、給水量、蒸気流量、復水流量、蒸気圧力、蒸気温度、脱硫・脱硝に伴う薬品使用量、発電量、買電量など）が保存されている。
デマンドデータベース４２には、プラントにおける電力、中圧蒸気、低圧蒸気の使用量に関する情報が保存されている。
設備特性データベース４３には、ボイラ１２、タービン１５、２１などの設備の設計値や実測データに基づいて算出された、エネルギー供給システムに係わる設備の入出力特性に関する情報が保存されている。
単価データベース４４には、燃料単価、買電単価など、単価に関する情報が保存されている。

実プラント計算機モデル同定手段４５は、実績運用データベース４１の情報やエネルギー供給システムに係わる設備の運転制約、運用方針などの情報を用いて、エネルギー供給システムに関する実プラント計算機モデルを同定する。
実プラント計算機モデル定式化手段４６は、実プラント計算機モデル同定手段４５が同定した実プラント計算機モデル、または実プラント計算機モデル修正手段５６が修正した実プラント計算機モデルを実プラント計算機モデル式に定式化する。

最適運用計画立案手段４７は、デマンドデータベース４２の情報、設備特性データベース４３の情報、単価データベース４４の情報および実プラント計算機モデル定式化手段４６が定式化した実プラント計算機モデル式に基づいて、変動費が最小となる最適運用計画４８を立案する。
変動費算出手段４９は、単価データベース４４の情報と最適運用計画４８を用いて実プラント計算機モデル変動費５０を算出する。
原単価算出手段５１は、デマンドデータベース４２の情報、最適運用計画４８および実プラント計算機モデル変動費５０などの情報を用いて、最適運用計画４８におけるユーティリティ毎の実プラント計算機モデル原単価５２を算出する。

最適運転率算出手段５３は、実績原単価５４と実プラント計算機モデル原単価５２からユーティリティ毎の最適運転率５５を算出する。
実プラント計算機モデル修正手段５６は、実プラント計算機モデル同定手段４５が同定した実プラント計算機モデルと最適運転率５５を用いて、実プラント計算機モデルがより実績運用を反映したものになるように実プラント計算機モデルを修正する。
なお、実プラント計算機モデル同定手段４５、実プラント計算機モデル定式化手段４６、最適運用計画立案手段４７、変動費算出手段４９、原単価算出手段５１、最適運転率算出手段５３および実プラント計算機モデル修正手段５６は、例えばパーソナルコンピュータなどを含む一般的なコンピュータを用いて構成することができる。

図３は、この発明の実施の形態１によるエネルギー変動費推定装置の省エネ対策後に省エネ対策を実施しなかったと仮定する場合の変動費及び変動費削減効果の算出手段に関する機能ブロック図である。なお、図３における各データベースは省エネ対策後の情報を保存したものである。
デマンドデータベース６１には、プラントにおける電力、中圧蒸気、低圧蒸気の使用量に関する情報が保存されている。
設備特性データベース６２には、エネルギー供給システムに係わる設備の設計値または実測データに基づいて算出された、エネルギー供給システムに係わる設備の入出力特性に関する情報が保存されている。
単価データベース６３には、燃料単価、買電単価など、単価に関する情報が保存されている。

最適運用計画立案手段６４は、デマンドデータベース６１の情報、設備特性データベース６２の情報、単価データベース６３の情報および最適運用計画立案手段４７が使用した実プラント計算機モデル式を用いて、変動費が最小となる最適運用計画６５を立案する。
変動費算出手段６６は、単価データベース６３の情報と最適運用計画６５を用いて実プラント計算機モデル変動費６８を算出する。
原単価算出手段６７は、デマンドデータベース６１の情報、最適運用計画６５および実プラント計算機モデル変動費６８などの情報を用いて、最適運用計画６５におけるユーティリティ毎の実プラント計算機モデル原単価６９を算出する。

基準原単価算出手段７０は、実プラント計算機モデル原単価６９と最適運転率７１によりユーティリティ毎の基準原単価７２を算出する。なお、最適運転率７１は、最適運転率算出手段５３が算出した最適運転率５５である。
基準変動費算出手段７３は、デマンドデータベース６１の情報と基準原単価７２を用いて基準変動費７４を算出する。
変動費削減効果算出手段７５は、省エネ対策後の実績変動費７６と基準変動費７４の差から変動費削減効果７７を算出する。

なお、最適運用計画立案手段６４、変動費算出手段６６、原単価算出手段６７、基準原単価算出手段７０、基準変動費算出手段７３、変動費削減効果算出手段７５は、例えばパーソナルコンピュータなどを含む一般的なコンピュータを用いて構成することができる。

図４は、この発明の実施の形態１において実プラント計算機モデルおよび最適運転率を決定する流れを示すフローチャートである。
次に、図４を参照して、実プラント計算機モデルおよび最適運転率を決定する手順について説明する。
（ステップＳ１）
実績運用データベース４１の情報、デマンドデータベース４２の情報、単価データベース４４の情報を用いて省エネ対策前の実績原単価ＲＳ_ｉ５４を算出する。ただし、ｉは各ユーティリティ（電力、中圧蒸気、低圧蒸気）を区別する指数である。

ここで、自家発総変動費をユーティリティ毎に配賦して原単価を算出する方式の例を以下に示す。第１の例として、熱量換算エネルギー使用量に基づく自家発変動費配賦方式を説明する。
図５は、熱量換算エネルギー使用量に基づく自家発変動費配賦方式の概念図を示す。
（１）原単位に基づく配賦方式
この方式では、エネルギー供給システムから電力、中圧蒸気、低圧蒸気を供給し、電力については買電も可能な場合、プラントにおける自家発総変動費８１（総変動費から買電費８２を除いたもの）を、自家発電熱量、中圧蒸気熱量、低圧蒸気熱量の比で式（１）、（２）、（３）に基づいて配賦する。なお、各熱量合計は式（４）から求められる。

自家発電費８３＝自家発総変動費８１×自家発電熱量÷各熱量合計・・・（１）
中圧蒸気費８４＝自家発総変動費８１×中圧蒸気熱量÷各熱量合計・・・（２）
低圧蒸気費８５＝自家発総変動費８１×低圧蒸気熱量÷各熱量合計・・・（３）
各熱量合計＝自家発電熱量＋中圧蒸気熱量＋低圧蒸気熱量・・・（４）

なお、自家発電熱量は、原単位（例えば、８６０ｋｃａｌ／ｋＷｈ）にプラント使用電力量から買電力を減算して得られる自家発電量を乗じたものとする。また、プラントで使用する中圧蒸気熱量は、原単位（例えば、６２０ｋｃａｌ／ｋｇ［比エンタルピー６８０ｋｃａｌ／ｋｇの蒸気から６０ｋｃａｌ／ｋｇの温水になるまでエネルギーを使用できるものと考える。］）にプラント中圧蒸気使用量を乗じたものとする。また、低圧蒸気熱量は、原単位（例えば、６００ｋｃａｌ／ｋｇ［比エンタルピー６６０ｋｃａｌ／ｋｇの蒸気から６０ｋｃａｌ／ｋｇの温水になるまでエネルギーを使用できるものと考える。］）にプラント低圧蒸気使用量を乗じたものとする。
次に、電力原単価（円／ｋＷｈ）８６、中圧蒸気原単価（円／ｋｇ）８７、低圧蒸気原単価（円／ｋｇ）８８を式（５）、（６）、（７）を用いて算出する。

電力原単価＝（買電費＋自家発電費）÷プラント使用電力量・・・（５）
中圧蒸気原単価＝中圧蒸気費÷プラント中圧蒸気使用量・・・（６）
低圧蒸気原単価＝低圧蒸気費÷プラント低圧蒸気使用量・・・（７）

（２）使用熱量に基づく配賦方式
この方式では、上述の原単位に基づく配賦方式と同様に、自家発総変動費を、自家発電熱量、中圧蒸気熱量、低圧蒸気熱量の比で配賦し、中圧蒸気熱量、低圧蒸気熱量は、原単位（例えば、６２０ｋｃａｌ／ｋｇ、６００ｋｃａｌ／ｋｇ）にそれぞれ、プラント中圧蒸気使用量、プラント低圧蒸気使用量を乗じたものとするが、自家発電熱量は式（８）に示すように、エネルギー供給システムへの投入熱量からプラントで使用する蒸気の熱量を除いたものとする。

自家発電熱量＝投入熱量−（中圧蒸気熱量＋低圧蒸気熱量）・・・（８）

次に、自家発総変動費を式（１）〜（４）に従って配賦する。更に原単価を式（５）〜（７）に基づいて算出する。
（ステップＳ２）
省エネ対策前における実績運用データベース４１の情報を用いて、実プラント計算機モデル同定手段４５により実プラント計算機モデルの同定を行う。ここでは、例えば、各設備の接続状態（ボイラ１２から発生した高圧蒸気は、抽気背圧タービン１５、抽気復水タービン２１に入力されるなど）、実績運用におけるボイラ１２、抽気背圧タービン１５、抽気復水タービン２１の入出力値（燃料流量、蒸気発生量、入力蒸気量、抽気量、排気量、復水量、発電量など）の取りうる範囲、デマンドや単価に対する運用方針などを同定する。
（ステップＳ３）
ステップＳ２で同定した実プラント計算機モデル、あるいはステップＳ８で修正された実プラント計算機モデルに基づいて、実プラント計算機モデル定式化手段４６により実プラント計算機モデルを実プラント計算機モデル式に定式化する。図１のプラントに対して実プラント計算機モデルを構築する場合、以下のように定式化を行う。ここでは、変動費最小化を目的とする実プラント計算機モデルを構築することを考える。ただし、(t)という表記はｔの関数という意味ではなく、時刻ｔにおける値であることを意味する。

まず、実プラント計算機モデルで用いる値の設定を行う。
燃料１１使用量：Ｆ_１（ｔ）
高圧蒸気１３発生量：Ｓ_ｈ１（ｔ）
高圧蒸気１４入力量：Ｓ_ｈ２（ｔ）
中圧蒸気１８抽気量：Ｓ_ｍ２（ｔ）
低圧蒸気１９排気量：Ｓ_ｌ２（ｔ）
発電力１７電力量：Ｅ_２（ｔ）
高圧蒸気２０入力量：Ｓ_ｈ３（ｔ）
中圧蒸気２５抽気量：Ｓ_ｍ３（ｔ）
低圧蒸気２６抽気量：Ｓ_ｌ３（ｔ）
復水器２４復水量：Ｓ_ｒ３（ｔ）
発電力２３電力量：Ｅ_３（ｔ）
買電力２７電力量：Ｅ_ｂ（ｔ）
電力需要２８：Ｅ_ｄ（ｔ）
中圧蒸気需要２９：Ｓ_ｍｄ（ｔ）
低圧蒸気需要３０：Ｓ_ｌｄ（ｔ）
所内電力需要３１：Ｅ_ｉ（ｔ）
所内中圧蒸気需要３２：Ｓ_ｍｉ（ｔ）
所内低圧蒸気需要３３：Ｓ_ｌｉ（ｔ）

次に、目的関数の設定を行う。
エネルギー変動費Ｏ_ｃｏｓｔを式（９）を用いて算出する。

Ｏ_ｃｏｓｔ＝Σ（Ｆ_{１ｃｏｓｔ}×Ｆ_１（ｔ）＋Ｅ_{ｂｃｏｓｔ}（ｔ）×Ｅ_ｂ（ｔ））・・・（９）

但し、Ｆ_{１ｃｏｓｔ}は燃料１１の単価、Ｅ_{ｂｃｏｓｔ}（ｔ）は買電力２７の単価である。なお、買電力２７単価に（ｔ）が付いているのは昼夜間で買電単価が変化することがあるためである。

次に、設備構成によるエネルギーバランスに関する制約式を立てる。
高圧蒸気量に関するバランス制約式、中圧蒸気量に関するバランス制約式、低圧蒸気量に関するバランス制約式、電力量に関するバランス制約式は、式（１０）、（１１）、（１２）、（１３）である。

Ｓ_ｈ１（ｔ）＝Ｓ_ｈ２（ｔ）＋Ｓ_ｈ３（ｔ）・・・（１０）
Ｓ_ｍ２（ｔ）＋Ｓ_ｍ３（ｔ）＝Ｓ_ｍｄ（ｔ）＋Ｓ_ｍｉ（ｔ）・・・（１１）
Ｓ_ｌ２（ｔ）＋Ｓ_ｌ３（ｔ）＝Ｓ_ｌｄ（ｔ）＋Ｓ_ｌｉ（ｔ）・・・（１２）
Ｅ_２（ｔ）＋Ｅ_３（ｔ）＋Ｅ_ｂ（ｔ）＝Ｅ_ｄ（ｔ）＋Ｅ_ｉ（ｔ）・・・（１３）

次に、設備内の蒸気量に関するバランス制約式を立てる。
抽気背圧タービン１５に関するバランス制約式、抽気復水タービン２１に関するバランス制約式は、式（１４）、（１５）である。

Ｓ_ｈ２（ｔ）＝Ｓ_ｍ２（ｔ）＋Ｓ_ｌ２（ｔ）・・・（１４）
Ｓ_ｈ３（ｔ）＝Ｓ_ｍ３（ｔ）＋Ｓ_ｌ３（ｔ）＋Ｓ_ｒ３（ｔ）・・・（１５）

次に、設備の入出力特性に関する制約式を立てる。
ボイラ１２の入出力特性に関する制約式、抽気背圧タービン１５の入出力特性に関する制約式、抽気復水タービン２１の入出力特性に関する制約式、所内電力需要３１の需要特性に関する制約式、所内中圧蒸気需要３２の需要特性に関する制約式、所内低圧蒸気需要３３の需要特性に関する制約式は、式（１６）、（１７）、（１８）、（１９）、（２０）、（２１）である。

Ｓ_ｈ１（ｔ）＝ｆ_１（Ｆ_１（ｔ））・・・（１６）
Ｅ_２（ｔ）＝ｆ_２（Ｓ_ｈ２（ｔ），Ｓ_ｍ２（ｔ））・・・（１７）
Ｅ_３（ｔ）＝ｆ_３（Ｓ_ｈ３（ｔ），Ｓ_ｍ３（ｔ），Ｓ_ｌ３（ｔ））・・・（１８）
Ｅ_ｉ（ｔ）＝ｆ_４（Ｓ_ｈ１（ｔ））・・・（１９）
Ｓ_ｍｉ（ｔ）＝ｆ_５（Ｓ_ｈ１（ｔ））・・・（２０）
Ｓ_ｌｉ（ｔ）＝ｆ_６（Ｓ_ｈ１（ｔ））・・・（２１）

但し、ｆ_１は設備特性データベース４３から得られるボイラ１２の特性関数、ｆ_２は設備特性データベース４３から得られる抽気背圧タービン１５の特性関数、ｆ_３は設備特性データベース４３から得られる抽気復水タービン２１の特性関数、ｆ_４は設備特性データベース４３から得られる所内電力需要３１の特性関数、ｆ_５は設備特性データベース４３から得られる所内中圧蒸気需要３２の特性関数、ｆ_６は設備特性データベース４３から得られる所内低圧蒸気需要３３の特性関数である。

次に、各値の限界値に関する制約式を立てる。
燃料１１使用量の限界値に関する制約式、高圧蒸気１３発生量の限界値に関する制約式、高圧蒸気１４入力量の限界値に関する制約式、中圧蒸気１８抽気量の限界値に関する制約式、低圧蒸気１９排気量の限界値に関する制約式、発電力１７電力量の限界値に関する制約式、高圧蒸気２０入力量の限界値に関する制約式、中圧蒸気２５抽気量の限界値に関する制約式、低圧蒸気２６抽気量の限界値に関する制約式、復水器２４復水量の限界値に関する制約式、発電力２３電力量の限界値に関する制約式、買電力２７電力量の限界値に関する制約式は、式（２２）、（２３）、（２４）、（２５）、（２６）、（２７）、（２８）、（２９）、（３０）、（３１）、（３２）、（３３）である。

Ｆ_１ｍｉｎ≦Ｆ_１（ｔ）≦Ｆ_１ｍａｘ・・・（２２）
Ｓ_{ｈ１ｍｉｎ}≦Ｓ_ｈ１（ｔ）≦Ｓ_{ｈ１ｍａｘ}・・・（２３）
Ｓ_{ｈ２ｍｉｎ}≦Ｓ_ｈ２（ｔ）≦Ｓ_{ｈ２ｍａｘ}・・・（２４）
Ｓ_{ｍ２ｍｉｎ}≦Ｓ_ｍ２（ｔ）≦Ｓ_{ｍ２ｍａｘ}・・・（２５）
Ｓ_{ｌ２ｍｉｎ}≦Ｓ_ｌ２（ｔ）≦Ｓ_{ｌ２ｍａｘ}・・・（２６）
Ｅ_２ｍｉｎ≦Ｅ_２（ｔ）≦Ｅ_２ｍａｘ・・・（２７）
Ｓ_{ｈ３ｍｉｎ}≦Ｓ_ｈ３（ｔ）≦Ｓ_{ｈ３ｍａｘ}・・・（２８）
Ｓ_{ｍ３ｍｉｎ}≦Ｓ_ｍ３（ｔ）≦Ｓ_{ｍ３ｍａｘ}・・・（２９）
Ｓ_{ｌ３ｍｉｎ}≦Ｓ_ｌ３（ｔ）≦Ｓ_{ｌ３ｍａｘ}・・・（３０）
Ｓ_{ｒ３ｍｉｎ}≦Ｓ_ｒ３（ｔ）≦Ｓ_{ｒ３ｍａｘ}・・・（３１）
Ｅ_３ｍｉｎ≦Ｅ_３（ｔ）≦Ｅ_３ｍａｘ・・・（３２）
Ｅ_ｂｍｉｎ≦Ｅ_ｂ（ｔ）≦Ｅ_ｂｍａｘ（ｔ）・・・（３３）

但し、Ｆ_１ｍｉｎ、Ｆ_１ｍａｘ、Ｓ_{ｈ１ｍｉｎ}、Ｓ_{ｈ１ｍａｘ}、Ｓ_{ｈ２ｍｉｎ}、Ｓ_{ｈ２ｍａｘ}、Ｓ_{ｍ２ｍｉｎ}、Ｓ_{ｍ２ｍａｘ}、Ｓ_{ｌ２ｍｉｎ}、Ｓ_{ｌ２ｍａｘ}、Ｅ_２ｍｉｎ、Ｅ_２ｍａｘ、Ｓ_{ｈ３ｍｉｎ}、Ｓ_{ｈ３ｍａｘ}、Ｓ_{ｍ３ｍｉｎ}、Ｓ_{ｍ３ｍａｘ}、Ｓ_{ｌ３ｍｉｎ}、Ｓ_{ｌ３ｍａｘ}、Ｓ_{ｒ３ｍｉｎ}、Ｓ_{ｒ３ｍａｘ}、Ｅ_３ｍｉｎ、Ｅ_３ｍａｘ、Ｅ_ｂｍｉｎ、Ｅ_ｂｍａｘ（ｔ）はステップＳ２で同定、あるいはステップＳ８で修正した実プラント計算機モデルから得られる値であり、Ｅ_ｂｍａｘ（ｔ）に（ｔ）が付いているのは昼夜間で買電最大値が変化することがあるためである。

（ステップＳ４）
ステップＳ３で定式化した実プラント計算機モデル式、デマンドデータベース４２の情報、設備特性データベース４３の情報、単価データベース４４の情報に基づいて、最適運用計画立案手段４７により、変動費が最小となる最適運用計画４８を生成する。
なお、最適化計算には線形計画法、非線形計画法をはじめ、ＰＳＯ（ＰａｒｔｉｃｌｅＳｗａｒｍＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ）、ＧＡ（ＧｅｎｅｔｉｃＡｌｇｏｒｉｔｈｍ）、ＩＡ（ＩｍｍｕｎｅＡｌｇｏｒｉｔｈｍ）、ＳＡ（ＳｉｍｕｌａｔｅｄＡｎｎｅａｌｉｎｇ）、ＴＳ（ＴａｂｕＳｅａｒｃｈ）などのメタヒューリスティクスな最適化手法を用いることができる。

最適運用計画立案手段４７への入力値は、例えばデマンドデータベース４２から電力需要２８：Ｅ_ｄ（ｔ）、中圧蒸気需要２９：Ｓ_ｍｄ（ｔ）、低圧蒸気需要３０：Ｓ_ｌｄ（ｔ）、設備特性データベース４３からボイラ１２の特性関数：ｆ_１、抽気背圧タービン１５の特性関数：ｆ_２、抽気復水タービン２１の特性関数：ｆ_３、所内電力需要３１の特性関数：ｆ_４、所内中圧蒸気需要３２の特性関数：ｆ_５、所内低圧蒸気需要３３の特性関数：ｆ_６、各値の限界値に関する制約式、単価データベース４４から燃料１１単価：Ｆ_{１ｃｏｓｔ}、買電力２７単価：Ｅ_{ｂｃｏｓｔ}（ｔ）などである。

最適運用計画立案手段４７からの出力値は、例えば燃料１１使用量：Ｆ_１（ｔ）、高圧蒸気１３発生量：Ｓ_ｈ１（ｔ）、高圧蒸気１４入力量：Ｓ_ｈ２（ｔ）、中圧蒸気１８抽気量：Ｓ_ｍ２（ｔ）、低圧蒸気１９排気量：Ｓ_ｌ２（ｔ）、発電力１７電力量：Ｅ_２（ｔ）、高圧蒸気２０入力量：Ｓ_ｈ３（ｔ）、中圧蒸気２５抽気量：Ｓ_ｍ３（ｔ）、低圧蒸気２６抽気量：Ｓ_ｌ３（ｔ）、復水器２４復水量：Ｓ_ｒ３（ｔ）、発電力２３電力量：Ｅ_３（ｔ）、買電力２７電力量：Ｅ_ｂ（ｔ）、所内電力需要３１：Ｅ_ｉ（ｔ）、所内中圧蒸気需要３２：Ｓ_ｍｉ（ｔ）、所内低圧蒸気需要３３：Ｓ_ｌｉ（ｔ）などである。

最適運用計画４８は、例えば図６に示すように、プラント需要に対する各設備の運用計画、ユーティリティ毎の供給内訳としてディスプレイなどの情報出力手段により表示される。
（ステップＳ５）
ステップＳ４で生成した最適運用計画４８、単価データベース４４の情報を用いて、変動費算出手段４９により実プラント計算機モデル変動費５０を算出し、さらに、原単価算出手段５１によりデマンドデータベース４２の情報を用いて実プラント計算機モデル原単価ＴＳ_ｉ５２を算出する。
燃料単価、買電単価、実プラント計算機モデル変動費５０、実プラント計算機モデル原単価５２は例えば図７に示すように、グラフや表としてディスプレイなどの情報出力手段により表示される。

（ステップＳ６）
ステップＳ１で算出した実績原単価ＲＳ_ｉ５４とステップＳ５で算出した実プラント計算機モデル原単価ＴＳ_ｉ５２に基づいて、最適運転率算出手段５３により最適運転率Ｎ_ｉ５５を式（３４）のように算出する。

Ｎ_ｉ＝ＴＳ_ｉ／ＲＳ_ｉ・・・（３４）

最適運転率Ｎ_ｉ５５とは、実プラント計算機モデルの最適運用に対して実績運用がどの程度近いものであるかを原単価毎に示す指標である。
実績原単価５４、最適運転率５５は、例えば図８に示すように、ディスプレイなどの情報出力手段により表示される。

（ステップＳ７）
ステップＳ６で算出した最適運転率Ｎ_ｉ５５が一定範囲（例えば０．９８〜１．００）に収まっていればステップＳ９を実行する。一定範囲に収まっていなければステップＳ８を実行する。

（ステップＳ８）
ステップＳ２で同定した実プラント計算機モデルとステップＳ６で算出した最適運転率Ｎ_ｉ５５に基づいて、実プラント計算機モデル修正手段５６により実プラント計算機モデルがより実績運用を反映したものになるように修正、つまり運転制約、運用方針の追加、変更などを行い、ステップＳ３〜ステップＳ７を繰り返す。

（ステップＳ９）
ステップＳ３で定式化した最新のモデル式、ステップＳ６で算出した最新の最適運転率Ｎ_ｉ５５をそれぞれ最適運用計画立案手段６４で用いる実プラント計算機モデル式、最適運転率７１と決定して処理を終了する。

図９は、この発明の実施の形態１において省エネ対策後に省エネ対策を実施しなかった場合の変動費及び変動費削減効果を算出する手順を示すフローチャートである。
次に、図９を参照して、省エネ対策後に省エネ対策を実施しなかった場合の変動費及び変動費削減効果を算出する手順を説明する。
（ステップＳ２１）
省エネ対策後の実績運用データベースの情報と単価データベース６３の情報を用いて実績変動費７６を算出する。
（ステップＳ２２）
デマンドデータベース６１の情報、設備特性データベース６２の情報、単価データベース６３の情報を用いて、最適運用計画立案手段６４により、変動費が最小となるように最適運用計画６５を立案する。
最適運用計画６５は、例えば図１０に示すように、プラント需要に対する各設備の運用計画、ユーティリティ毎の供給内訳としてディスプレイなどの情報出力手段により表示される。

（ステップＳ２３）
ステップＳ２２で生成した最適運用計画６５、単価データベース６３の情報を用いて、変動費算出手段６６により実プラント計算機モデル変動費６８を算出し、さらにデマンドデータベース６１の情報を用いて、原単価算出手段６７により実プラント計算機モデル原単価ＴＣ_ｉ６９を算出する。
燃料単価Ｆ_{１ｃｏｓｔ}、買電単価Ｅ_{ｂｃｏｓｔ}（ｔ）、実プラント計算機モデル変動費６８、実プラント計算機モデル原単価６９は例えば図１１に示すように、グラフや表としてディスプレイなどの情報出力手段により表示される。

（ステップＳ２４）
ステップＳ２３で算出した実プラント計算機モデル原単価ＴＣ_ｉ６９と最適運転率Ｎ_ｉ７１に基づいて、基準原単価算出手段７０により基準原単価ＲＣ_ｉ７２を式（３５）に従って算出する。

ＲＣ_ｉ＝（１／Ｎ_ｉ）×ＴＣ_ｉ・・・（３５）

基準原単価７２は例えば図１２に示すように、ディスプレイなどの情報出力手段により表示される。
（ステップＳ２５）
ステップＳ２４で算出した基準原単価ＲＣ_ｉ７２とデマンドデータベース６１の情報に基づいて、基準変動費算出手段７３により基準変動費７４の算出を行う。エネルギー使用量をＷ_ｉとすると基準変動費７４は式（３６）に従って算出される。

基準変動費＝Σ（ＲＣ_ｉ×Ｗ_ｉ）・・・（３６）

基準変動費７４は例えば図１２に示すように、ディスプレイなどの情報出力手段により表示される。
以上までのステップで省エネ対策後に省エネ対策を実施しなかった場合の変動費を推定することができる。

（ステップＳ２６）
ステップＳ２１で算出した実績変動費７６とステップＳ２５で算出した基準変動費７４とを用いて、変動費削減効果算出手段７５により変動費削減効果７７を式（３７）に従って算出し、処理を終了する。

変動費削減効果＝基準変動費−実績変動費・・・（３７）

実績変動費７６、変動費削減効果７７は例えば図１２に示すように、ディスプレイなどの情報出力手段により表示される。

このようなエネルギー変動費推定装置は、当該実プラント計算機モデルを運用したときに変動費が最小になる最適運用計画を立案し、最適運用計画に従って運用したときの当該実プラント計算機モデルの原単価を実績原単価で除算して最適運転率を求め、省エネ対策後の実績データを用いたときの上記実プラント計算機モデルの最適運用計画を立案し、上記最適運用計画に従って上記実プラント計算機モデルを運用したときの変動費を算出し、当該変動費から原単価を算出し、当該原単価を上記最適運転率により補正することにより省エネ対策後の所定の期間で省エネ対策を実施しなかった場合の基準原単価を算出し、該基準原単価にエネルギー使用量を乗算することにより基準変動費を算出するので、他の様々な施設のデータを取り寄せなくても、当該プラントの省エネ対策前後の実績データだけを用いて、省エネ対策後のエネルギー変動費を推定することができる。

また、省エネ対策後の所定の期間での実績変動費と、その期間に仮に省エネ対策を実施しなかった場合の基準変動費の差分を算出して変動費削減効果を算出するので、省エネ対策後の変動費削減効果を定量的に算出することができる。

また、最適運転率を例えば、０．９８から１．００の間の所定の範囲に収まる実プラント計算機モデルを修正するので、実績運用方針を取り入れた実プラント計算機モデルの精度が上がり、変動費の推定精度も上がる。

なお、実施の形態１の説明において、発明の理解を容易にするために、１日分のデータを用いた例で説明したが、実際に変動費を推定する場合は、例えば１週間分や１ヶ月分など、さらに長い期間に亘るデータを用いて算出しても良い。逆に、１時間分など、もっと短い期間に亘るデータを用いて算出しても良い。

また、実施の形態１の説明において、発明の理解を容易にするために、エネルギー供給システムを図１に示すように単純化した例で説明したが、これに限定されるものではなく、例えばボイラや蒸気タービン以外にガスタービンやガスエンジンやディーゼルエンジンなどを用いる場合、燃料電池や太陽光発電システムなどを用いる場合、電力会社以外の電力供給事業者から電力を購入する場合、蒸気を外部から購入することができる場合などあらゆるエネルギー供給システムにこの発明のエネルギー変動費推定装置を利用することができる。

また、実施の形態１の説明において、エネルギーを消費する施設としてプラントの製造ラインを想定したが、これに限定されるものではなく、例えばビル、病院、水処理プラントなど、エネルギーを消費するあらゆる施設にこの発明のエネルギー変動費推定装置を利用することができる。具体的には、プラントの製造ラインのエネルギー需要を、ビルや病院におけるエレベーター、照明、空調、給湯などに必要となる電力、熱などのエネルギー需要、水処理プラントにおける揚水ポンプや空気を送り込むためのブロア、消化槽の加温などに必要となる電力、熱などのエネルギー需要などに置き換えることで、この発明のエネルギー変動費推定装置を利用することができる。
実施の形態１の説明において、省エネ対策前の実績データを用いてプラントを実プラント計算機モデルで同定することにより、プラントの設備の接続情報、運転制約、運用方針などの情報を実プラント計算機モデルで再現することができる。
また、実施の形態１の説明において、同定した実プラント計算機モデルを定式化することにより、実プラント計算機モデルを最適化問題として取り扱うことができる。

実施の形態２．
この発明の実施の形態２に関わるエネルギー変動費推定装置は、実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置と、後先の期間の間で省エネ対策が実施されていないことが異なり、それ以外は同様であるので、同じ部分に同じ符号を付記して説明は省略する。
実施の形態２において、後先の期間の間で省エネ対策が実施されていないので、外部要因は変化するが内部要因は変化しない。そして、実施の形態２に係わる実績運用データベース４１、デマンドデータベース４２、設備特性データベース４３、単価データベース４４は、過去のある時点の実績データが保存されている。また、実施の形態２に係わるデマンドデータベース６１、設備特性データベース６２、単価データベース６３は、過去のある時点から所定の時間経過した時点の実績データが保存されている。
これらのデータを用いて算出した後の期間での基準変動費は、後の期間の実績変動費であるので、これらを比較することにより、エネルギー変動費推定装置の推定精度を検証する。

このようにエネルギー変動費推定装置で省エネという観点から判断すると同様な状態にある２つの時点の実績データを用いてエネルギー変動費を推定することにより、推定精度を検証することができる。

実施の形態３．
実施の形態３に係わるエネルギー変動費推定装置は、実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置に対象のプラントの管理部門との間でインターネットを介して通信を行う通信手段を追加したことが異なっており、それ以外は同様であるので、同様な部分に同じ符号を付記して説明は省略する。
実施の形態３に係わるエネルギー変動費推定装置は、対象のプラントの実績データがインターネットを経由して各データベースに保存され、算出された実績原単価、最適運転率、基準原単価、基準変動費、実績変動費および実績費削減効果をプラントの管理部門に提供する。

このようにインターネットなどの通信回線を経由して変動費を推定するサービスを提供することにより、省エネ対策後にリアルタイムで省エネ対策の効果に関する情報を提供することが可能となる。

実施の形態４．
実施の形態４においてエネルギー変動費を推定するエネルギー変動費推定装置は、実施の形態１と同様であり、各データベースに保存されるデータが異なっている。
実施の形態４においては、先の期間のデータとして現状のデータを用い、後の期間のデータとして省エネ対策案を実施したと仮定したときに想定されるデータを用いる。

このように、省エネ対策を計画するとき、エネルギー変動費推定装置で、現状のデータを用いて実プラント計算機モデルを同定し、この実プラント計算機モデルに関して変動費が最小になる最適運用計画を立案し、実プラント計算機モデルを最適運用計画で運用したときの最適運転率を求め、省エネ対策案を実施したと仮定したときに想定されるデータを用いて変動費削減効果を算出することができるので、省エネ対策の投資効果等を評価して省エネ対策の実施の可否を判断する指標とすることができる。

実施の形態５．
この発明の実施の形態５に係わるエネルギー変動費推定装置は、実施の形態１に係わるエネルギー変動費推定装置と最適運転率の代わりに環境変化率を用いることが異なっており、それ以外は同様であるので、同様な部分に同じ符号を付記して説明は省略する。
実施の形態５においては、環境変化率Ｖ_ｉを式（３８）に従って算出し、基準原単価ＲＣ_ｉを式（３９）に従って算出する。

Ｖ_ｉ＝ＴＣ_ｉ／ＴＳ_ｉ・・・（３８）
ＲＣ_ｉ＝Ｖ_ｉ×ＲＳ_ｉ・・・（３９）

このように、先の期間と後の期間との環境変化に着目し、実プラント計算機モデルによる最適運用と実際の運用が環境変化により同様の影響を受けるという観点でエネルギー変動費を推定することができる。

この発明の実施の形態１に係わるエネルギー供給システムを含むプラントの構成図である。実施の形態１に係わる実プラント計算機モデルおよび最適運転率を決定する手段の機能ブロック図である。実施の形態１に係わる基準変動費および変動費削減効果を算出する手段の機能ブロック図である。実施の形態１に係わる実プラント計算機モデルおよび最適運転率を算出する手順のフローチャートである。実施の形態１に係わる自家発変動費配賦方式の概念図である。実施の形態１における省エネ対策前の最適運用計画の表示画面である。実施の形態１における省エネ対策前の実プラント計算機モデル変動費と実プラント計算機モデル原単価の表示画面である。実施の形態１における省エネ対策前の実績原単価と最適運転率との表示画面である。実施の形態１における基準変動費および変動費削減効果を算出する手順のフローチャートである。実施の形態１における省エネ対策後の最適運用計画の表示画面である。実施の形態１における省エネ対策後の実プラント計算機モデル変動費と実プラント計算機モデル原単価の表示画面である。実施の形態１における省エネ対策後の基準原単価、プラント需要、基準変動費および及び変動費削減効果の表示画面である。

符号の説明

１１燃料、１２ボイラ、１３、１４、２０高圧蒸気、１５抽気背圧タービン、１６、２２発電機、１７、２３発電力、１８、２５中圧蒸気、１９、２６低圧蒸気、２１抽気復水タービン、２４復水器、２７買電力、２８電力需要、２９中圧蒸気需要、３０低圧蒸気需要、３１所内電力需要、３２所内中圧蒸気需要、３３所内低圧蒸気需要、４１実績運用データベース、４２、６１デマンドデータベース、４３、６２設備特性データベース、４４、６３単価データベース、４５実プラント計算機モデル同定手段、４６実プラント計算機モデル定式化手段、４７、６４最適運用計画立案手段、４８、６５最適運用計画、４９、６６変動費算出手段、５０、６８実プラント計算機モデル変動費、５１、６７原単価算出手段、５２、６９実プラント計算機モデル原単価、５３最適運転率算出手段、５４実績原単価、５５、７１最適運転率、５６実プラント計算機モデル修正手段、７０基準原単価算出手段、７２基準原単価、７３基準変動費算出手段、７４基準変動費、７５変動費削減効果算出手段、７６実績変動費、７７変動費削減効果、８１自家発総変動費、８２買電費、８３自家発電費、８４中圧蒸気費、８５低圧蒸気費、８６電力原単価、８７中圧蒸気原単価、８８低圧蒸気原単価。

Claims

時期的に後先する２つの期間のうちの後の期間に亘って仮に先の期間の条件でエネルギー供給システムを含むプラントを運用する場合のエネルギー変動費を推定するエネルギー変動費推定装置において、
先の期間の実績運用データを保存する実績運用データベースと、
先の期間のデマンドデータを保存するデマンドデータベースと、
先の期間の設備特性データを保存する設備特性データベースと、
先の期間の単価データを保存する単価データベースと、
上記実績運用データベースから上記先の期間の実績運用データ、上記デマンドデータベースから上記先の期間のデマンドデータ、上記設備特性データベースから上記先の期間の設備データおよび上記単価データベースから上記先の期間の単価データを読み出すコンピュータと、
を備え、
上記コンピュータは、読み出した上記先の期間のデマンドデータ、上記先の期間の設備特性データおよび上記先の期間の単価データに基づき実プラント計算機モデル式を用いて変動費が最小になる先の期間の最適運用計画を立案し、
読み出した上記先の期間の単価データと立案した上記先の期間の最適運用計画とに基づいて先の期間の実プラント計算機モデル変動費を算出し、
読み出した上記先の期間のデマンドデータ、立案した上記先の期間の最適運用計画および算出した上記先の期間の実プラント計算機モデル変動費に基づいて先の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出し、
先の期間の実績原単価で上記算出した先の期間の実プラント計算機モデル原単価を除算して最適運転率を算出し、
上記デマンドデータベースは後の期間のデマンドデータを保存し、
上記設備特性データベースは後の期間の設備特性データを保存し、
上記単価データベースは後の期間の単価データを保存し、
上記コンピュータは、
上記デマンドデータベースから上記後の期間のデマンドデータ、上記設備特性データベースから上記後の期間の設備データおよび上記単価データベースから上記後の期間の単価データを読み出すとともに、
読み出した上記後の期間のデマンドデータ、上記後の期間の設備特性データ、上記後の期間の単価データに基づいて上記実プラント計算機モデルを用いて後の期間での変動費が最小になる最適運用計画を立案し、
上記後の期間の単価データと立案した上記後の期間での最適運用計画から後の期間の実プラント計算機モデル変動費を算出し、
上記後の期間のデマンドデータ、立案した上記後の期間の最適運用計画および算出した上記後の期間の実プラント計算機モデル変動費から後の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出し、
算出した上記後の期間の実プラント計算機モデル原単価を算出した上記最適運転率で除算して後の期間に亘って先の期間の条件でプラントを運用した場合の基準原単価を算出し、
算出した上記基準原単価に上記後の期間のデマンドデータを乗算して後の期間に亘って先の期間の条件でプラントを運用した場合の基準変動費を算出することを特徴とするエネルギー変動費推定装置。
上記プラントは、先の期間と後の期間の間で省エネ対策が施されたことを特徴とする請求項１に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータは、省エネ対策が施された後の期間の実績変動費と上記基準変動費との差分を求めることにより、変動費削減効果を算出することを特徴とする請求項２に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータは、上記最適運転率が所定の範囲に収まるように上記実プラント計算機モデルを修正することを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータは、上記プラントの管理部門にインターネットを介して上記算出された基準変動費または変動費削減効果を送信することを特徴とする請求項３または４に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータは、上記後の期間のデマンドデータ、設備特性データおよび単価データとして仮に省エネ対策を実施したとしたときに想定される値を使用して、省エネ対策前に予め変動費削減効果を算出することを特徴とする請求項３または４に記載するエネルギー変動費推定装置。
省エネ対策後の任意の期間に亘って省エネ対策を実施しなかった場合のエネルギー供給システムを含むプラントのエネルギー変動費を推定する手順をコンピュータに実行させるエネルギー変動費推定プログラムにおいて、
上記コンピュータに実績運用データベースから省エネ対策前の実績運用データ、デマンドデータベースから省エネ対策前のデマンドデータ、設備特性データベースから省エネ対策前の設備データおよび単価データベースから省エネ対策前の単価データを読み出させるステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策前のデマンドデータ、上記省エネ対策前の設備特性データ、上記省エネ対策前の単価データおよび実プラント計算機モデルに基づいて省エネ対策前の最適運用計画を立案させる最適運用計画立案ステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策前の単価データと上記省エネ対策前の最適運用計画とに基づいて省エネ対策前の実プラント計算機モデル変動費を算出させる変動費算出ステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策前のデマンドデータ、上記省エネ対策前の最適運用計画および上記省エネ対策前の実プラント計算機モデル変動費に基づいて省エネ対策前の実プラント計算機モデル原単価を算出させる原単価算出ステップと、
上記コンピュータに省エネ対策前の実績原単価と上記省エネ対策前の実プラント計算機モデル原単価から最適運転率を算出させる最適運転率算出ステップと、
上記コンピュータに上記デマンドデータベースから省エネ対策後のデマンドデータ、上記設備特性データベースから省エネ対策後の設備データおよび上記単価データベースから省エネ対策後の単価データを読み出させるステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策後のデマンドデータ、上記省エネ対策後の設備特性データおよび上記省エネ対策後の単価データを用いて上記実プラント計算機モデルに基づいて省エネ対策後の最適運用計画を立案させる最適運用計画立案ステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策後の単価データと上記省エネ対策後の最適運用計画とから省エネ対策後の実プラント計算機モデル変動費を算出させる変動費算出ステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策後のデマンドデータ、上記省エネ対策後の最適運用計画および上記省エネ対策後の実プラント計算機モデル変動費から省エネ対策後の実プラント計算機モデル原単価を算出させる省エネ対策後原単価算出ステップと、
上記コンピュータに上記省エネ対策後の実プラント計算機モデル原単価と上記最適運転率から省エネ対策後の任意の期間に亘って省エネ対策を実施しなかった場合の基準原単価を算出させる基準原単価算出ステップと、
上記コンピュータに上記基準原単価から上記省エネ対策後の任意の期間に亘って省エネ対策を実施しなかった場合の基準変動費を算出させる基準変動費算出ステップと、
を有することを特徴とするエネルギー変動費推定プログラム。
上記コンピュータに上記最適運転率が所定の範囲に収まるように上記実プラント計算機モデルを修正させる実プラント計算機モデル修正ステップを有することを特徴とする請求項７に記載するエネルギー変動費推定プログラム。
上記コンピュータは上記先の期間の実績運用データと上記エネルギー供給システム内の設備の接続情報、運転制約、運用方針などの情報とに基づいて上記プラントを実プラント計算機モデルで同定することを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一項に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータは上記実プラント計算機モデルを実プラント計算機モデル式に定式化することを特徴とする請求項９に記載するエネルギー変動費推定装置。
上記コンピュータに省エネ対策前の実績運用データと上記エネルギー供給システム内の設備の接続情報、運転制約、運用方針などの情報とに基づいて上記プラントを実プラント計算機モデルで同定させる実プラント計算機モデル同定ステップを有することを特徴とする請求項７に記載するエネルギー変動費推定プログラム。
上記コンピュータに上記実プラント計算機モデルを実プラント計算機モデル式に定式化させる実プラント計算機モデル定式化ステップを有することを特徴とする請求項１１に記載するエネルギー変動費推定プログラム。