JP6845658B2 - 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。

平成２５年４月２日に閣議決定された「電力システム改革に関する改革方針」により、広域系統運用の拡大、小売および発電の全面自由化、法的分離の方式による送配電部門の中立性の一層の確保、という３段階からなる改革の全体像が示された。これにより、一般電気事業者は２０１８〜２０２０年をめどに送配電部門を法的分離することとなった。現在、一般電気事業者の各発電所の発電量は、各一般電気事業者の送配電部門が管轄している中央給電指令所が需要予想をもとに算出する発電計画に従っている。しかし、送配電部門の法的分離に伴い、発電会社は小売部門からの需要をもとに発電計画を立てる必要がでてくる。

発電機の燃料には、石油などの油や、石炭や、ＬＰＧ（液化石油ガス）や、ＬＮＧ（液化天然ガス）がある。油については、国内に石油メジャーなどによる備蓄基地があり、各発電所のタンクへの油の輸送は比較的近距離であるため大規模なパイプラインの必要はない。石炭については、国内炭と海外炭のいずれにおいても、発電所の近傍の石炭ヤードと呼ばれる野積みエリアに備蓄される。一方、ＬＮＧについては、石油メジャーではなく発電会社自身が産出地で買い付けを行い、輸送や国内備蓄を行う必要がある。

しかし、ＬＮＧを備蓄するには、ＬＮＧを冷温にしておく必要があり、巨大な魔法ビンのようなタンクを必要とする。このように、ＬＮＧの備蓄には、ＬＮＧを冷温に保つタンクなどの高額な設備が必要となるため、発電所ごとにタンクを設置することは経済性の点から好ましくない。そこで、複数の発電所にＬＮＧを供給するＬＮＧ基地を設置し、発電所間をパイプラインで接続する方式がとられている。

多数の発電所にＬＮＧを供給する場合はＬＮＧ基地を複数設置し、供給量を分担する方法をとることができる。ＬＮＧ基地が複数存在する場合には、ＬＮＧ基地間に転送管と呼ばれるパイプラインを接続することでＬＮＧ供給の信頼性を上げることができる。この場合、あるＬＮＧ基地のＬＮＧ在庫が不足しそうになると、転送管を介して、他のＬＮＧ基地からの融通供給を行う。従って、ＬＮＧ基地と発電所との関係は固定ではなく、各発電所は、パイプラインを伝わって複数のＬＮＧ基地から燃料を受けることができる。

よって、ＬＮＧを燃料とする発電機は、燃料基地（ＬＮＧ基地）から枝状に広がるパイプラインに接続されており、１つの燃料基地から複数の発電機に燃料が供給される。各燃料基地には、燃料在庫量の上限値と下限値が設定されており、燃料在庫量が下限値を下回らないように発電機の出力を調整する必要がある。

各燃料基地には、燃料（ＬＮＧ）を補充するために定期的にＬＮＧ船が入船する。この際、燃料基地の燃料在庫量とＬＮＧ船からの燃料受入量との和が、燃料在庫量の上限値を超えないように、燃料を事前に消費しておく必要がある。そのため、ＬＮＧの消費計画に合わせて、ＬＮＧをタンカー（ＬＮＧ船）により補充する補充計画が重要となる。

また、パイプラインに流せる燃料の流量には、パイプの太さによって上限値と下限値がある。ＬＮＧをパイプラインに流す際には、ＬＮＧを気化させる必要がある。そこで、ＬＮＧを気化させるための気化器が、ＬＮＧ基地に設置されている。気化器にはいくつかの種類があるが、気化器の代表例には、海水を使ってＬＮＧを気化させるオープンラック式ＬＮＧ気化器（ＯＲＶ）がある。気化器は定期的にメンテナンスされるため、複数台の気化器のうちのいくつかがメンテナンスのために停止される場合がある。よって、ＬＮＧ基地から供給できるガス量が期間によって変わることを考慮に入れて、発電機を運転する必要がある。

また、ＬＮＧは自然に気化し、このガスをＢＯＧ（Boil of Gas）と呼ぶ。ＢＯＧは発電機で燃料として使用する。しかし、ＢＯＧとして得られるガスはメタンが主成分となり発熱量が小さくなるため、ＢＯＧを焚ける発電機は限られている。また、タンカーが入船してＬＮＧを揚陸する際にもＢＯＧが発生するため、タンカー入船時はＢＯＧ発生量が多くなるので発電計画に織り込まなくてはならない。

発電計画を策定する際にはさらに、発電機等の設備の稼働状況も考慮することが望ましい。

設備の稼働状況を示す指標として、設備の稼働率が用いられることが多い。稼働率は、期間Ｔ１と設備の故障時間Ｔ２との差と期間Ｔ１との比と定義される（稼働率＝（Ｔ１−Ｔ２）／Ｔ１）。設備が発電機の場合には、稼働率のほかに、設備利用率が用いられる。設備利用率は、ある期間中の総発電量Ｗ１と、この期間中に発電機が定格出力で運転した場合に発生可能な発電量Ｗ２との比と定義される（設備利用率＝Ｗ１／Ｗ２）。

設備利用率には、暦日利用率と除停止利用率の２種類がある。暦日利用率では、上記の期間として、発電機が発電しているか否かにかかわらず暦上の期間が使用される。例えば、１日の暦日利用率とは、２４時間あたりの設備利用率を意味する。一方、除停止利用率では、上記の期間として、発電機が発電している期間が使用される。例えば発電機が１日のうちの１８時間発電する場合には、１日の除停止利用率とは、この１８時間あたりの設備利用率を意味する。

暦日利用率では、発電機が点検等で停止している期間も利用率の分母にカウントするため、１年を通じた暦日利用率は１００％にはならない。一方、除停止利用率では、発電機が稼働している期間のみを利用率の分母にカウントするため、１年を通じた除停止利用率は１００％になり得る。暦日利用率と除停止利用率は、単一の発電機について計算することも、複数の発電機について計算することもある。

例えば、燃料の使用を促進したい場合や抑えたい場合には、発電機の除停止利用率を上げたり下げたりして、燃料使用量を増減させることができる。また、複数台の発電機の負荷配分を調整する場合に、燃料単価に掛ける係数の値を変化させて、各発電機の配分値を変化させることができる。

燃料在庫量を考慮した発電制御に関しては、いくつかの方法が知られている。例えば、燃料在庫量を上限値と下限値との間の範囲内に納めるために、発電機の割当出力量を操作する際に、燃料価格を仮想価格に変更し、仮想価格にて出力量を計算し、燃料在庫量が上記範囲内に納まるまで価格変更と出力計算とを繰り返す方法が知られている。この際、受入量が予め定められている第１燃料（ＬＮＧ等）を使用する発電と、受入量が定められていない第２燃料（油等）を使用する発電とを行う場合において、第１燃料に制約があるときには、第１燃料での発電が第２燃料での発電の一部を分担してもよい。

特許第４７２６７２４号公報

しかしながら、従来の発電方法や発電計画策定方法には、以下のような問題がある。

従来の発電方法では、複数の発電機グループの運転を順々に制約範囲内に収める場合、最終的に無制約の発電機に出力等の誤差を吸収させている。一方、油とＬＮＧは同程度の規模で発電に使用されていたが、近年は、油火力発電の発電機が老朽化や資源保護の観点から廃止になる傾向が強く、ＬＮＧ火力発電の発電機が発電に占める割合が大きくなってきている。そのため、無制約の発電機が少なくなってきており、ＬＮＧ火力発電での燃料使用や燃料計画が適切に進まない場合に、他の燃料種別の発電（油火力発電等）でこれをバックアップすることが難しくなってきている。よって、ＬＮＧの在庫量、ＬＮＧの気化能力、ＬＮＧパイプラインの流量制限、発電機の選択などを適切に考慮しないと、発電が不可能になるおそれがある。その結果、電力需要を満たすことができず、電力供給障害や停電が発生する可能性がある。

また、各発電機の燃料費を仮想的に変化させる（燃料単価に仮想的係数を掛けて燃料費を求める）ことにより、複数の発電機の負荷配分を計算する方法が知られている。この方法では、各発電機を燃費の良い発電機または燃費の悪い発電機に見せかけて計算を行うことで、負荷配分を変更する計算を行い、計算結果が制約範囲内に収まるまでこの計算を繰り返す。しかし、このような経験と試行錯誤による繰り返し計算では、計算結果が得られるまでに大きな手間が掛かることや、得られた計算結果の検証に長い時間が掛かることが問題となる。

また、発電計画は、未来を起点とした計画になる。具体的には、来月の発電計画を策定する場合には、数日から十数日先を起点とした計算を行う。例えば、来月の燃料消費量を計算する際には、来月の発電電力量を燃料消費量に換算することにより、来月の燃料消費量を計算できる。一方、来月の在庫推移を計算する際には、来月初日における燃料在庫量の推定値がないと、来月の在庫推移を計算できない。従来の方法では、タンク中間点を仮起点とするなどの処理により、おおよその在庫推移しか予測できなかった。

また、燃料タンク内の燃料在庫量の上限レベルと下限レベルは固定されており、燃料在庫量は、上限レベルと下限レベルとの間の範囲内に納まる必要がある。従来の方法では、入船したタンカーからの揚陸燃料と、発電機に払い出す使用燃料との推移を、この範囲内に管理している。ただし、実際の燃料タンクの上下限レベルと、管理上の上下限レベルとの間には差があり、後者の上下限レベル間の範囲は、前者の上下限レベル間の範囲内にある。よって、管理上の上下限レベルは、多少の変更は可能であるが、おおむね固定されているので、実運用での柔軟性にやや欠けた発電計画が策定される可能性がある。

また、従来の方法では、発電計画の設備利用率が適切に設定されていない。燃料在庫量やパイプラインの状況によっては、複数の発電機での燃料使用を促進したい場合や抑えたい場合が発生する。しかし、燃料単価の係数や設備利用率の目標値を変更するだけでは、これらの発電機での燃料使用を適切に変化させることはできない。例えば、電力需要のピーク時にＬＮＧ火力による発電量を減らすと、他の燃料種別による発電量が増えることになるため好ましくない。逆に、他の燃料種別の発電機の台数が少ない場合には、ＬＮＧ火力の発電機の発電量を減らすことができないため、発電計画の策定処理において計画が立てられなくなるおそれがある。

そこで、本発明の実施形態は、発電用の燃料に関する事項を考慮に入れて発電計画を策定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、複数の発電設備についてのデータと、前記発電設備に燃料を供給する複数の燃料基地についてのデータと、前記燃料基地から前記発電設備に前記燃料を供給する導管についてのデータと、前記燃料基地に入船するタンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を計算する発電情報処理部を備える。前記装置はさらに、前記燃料の在庫量の推移に基づいて、前記発電設備についての発電計画を出力する発電計画出力部を備える。

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ＬＮＧ供給パイプラインの例を示した模式図である。 第１実施形態のパイプライントポロジーの例を示した模式図である。 第１実施形態の気化器データ、導管データ、および基地データの例を示した図である。 第１実施形態の点検予定データ、入船予定データ、および基地データの例を示した図である。 第１実施形態の発電計画における燃料在庫量の推移の具体例を示したグラフである。 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実施形態の基地データの例を示した図である。 第２実施形態のＬＮＧ供給パイプラインの例を示した模式図である。 第３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４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４実施形態の出力補正について説明するためのグラフである。 第５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６実施形態の発電計画における燃料在庫量の推移の具体例を示したグラフである。 第６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７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。

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１６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１０の構成を示すブロック図である。この発電計画策定装置１０は、発電機をいつ起動してどれくらいの発電出力で動作させるかという発電計画を策定する。本実施形態の発電機は、例えば油火力発電やＬＮＧ火力発電などの種々の発電形式の発電機である。発電機は、発電設備の例である。

発電計画策定装置１０は、設備データ入力部１１、需要データ入力部１２、点検予定データ入力部１３、入船予定データ入力部１４、および在庫量データ入力部１５を備えている。発電計画策定装置１０はさらに、発電情報処理部の例である負荷配分計算部２１、払出し能力計算部２２、導管流量計算部２３、燃料在庫計算部２４、制約確認部２５、および前回策定計画保存部２６を備えている。発電計画策定装置１０はさらに、発電計画出力部３１を備えている。

また、発電計画策定装置１０は、気化器データ格納部１０１と、発電機データ格納部１０２と、パイプライントポロジー格納部１０３と、導管データ格納部１０４と、基地データ格納部１０５と、需要データ格納部１０６と、点検予定データ格納部１０７と、入船予定データ格納部１０８と、在庫量データ格納部１０９と、負荷配分推移格納部２０１と、導管流量推移格納部２０２と、燃料在庫推移格納部２０３と、前回策定計画格納部３０１とを備えている。

なお、発電機データ格納部１０２や負荷配分推移格納部２０１内のデータは、複数の発電設備についてのデータの例である。気化器データ格納部１０１や、基地データ格納部１０５、点検予定データ格納部１０７、在庫量データ格納部１０９内のデータは、複数の燃料基地についてのデータの例である。パイプライントポロジー格納部１０３や、導管データ格納部１０４、導管流量推移格納部２０２内のデータは、導管についてのデータの例である。入船予定データ格納部１０８内のデータは、タンカーについてのデータの例である。

以下、図１の発電計画策定装置１０の動作について詳細に説明する。この説明の中で、図２〜図６を適宜参照する。

設備データ入力部１１は、種々の設備についてのデータを発電計画策定装置１０に入力する。このような設備の例は、ＬＮＧ供給パイプライン、発電機、燃料基地などである。

図２は、第１実施形態のＬＮＧ供給パイプラインの例を示した模式図である。

図２に示すＬＮＧ供給パイプラインは、発電機１〜Ｌと燃料基地（ＬＮＧ基地）１〜Ｎとを互いに接続する導管であり、燃料基地１〜Ｎから発電機１〜Ｌに発電用の燃料であるＬＮＧを供給する。以下、ＬＮＧ供給パイプラインを単に「パイプライン」と表記する。図２はさらに、ＬＮＧを気化させるためにパイプライン上に設けられた気化器１〜Ｍを示している。なお、Ｌ、Ｍ、Ｎは２以上の整数である。

燃料基地１は、気化器１、２を備えている。燃料基地１は、気化器１により気化されたＬＮＧをパイプラインを介して発電機１、２に供給し、気化器２により気化されたＬＮＧをパイプラインを介して発電機３〜５に供給する。同様に、燃料基地２は、気化器３を備えており、気化器３により気化されたＬＮＧをパイプラインを介して発電機６〜１０に供給する。発電機９〜１０は、通常は燃料基地２からＬＮＧを供給されるが、燃料基地１のパイプラインから発電機９〜１０にＬＮＧを直接供給することも可能である。また、燃料基地Ｎは、気化器Ｍを備えており、気化器Ｍにより気化されたＬＮＧをパイプラインを介して発電機Ｌに供給する。

発電機１〜５は、通常は燃料基地１からＬＮＧを供給されるが、他の燃料基地から燃料を供給されることもある。例えば、発電機３〜５は、燃料基地２から気化器３やパイプラインを介してＬＮＧを供給され得る。逆に、発電機８〜１０は、燃料基地１から気化器２やパイプラインを介してＬＮＧを供給され得る。これらの場合、燃料基地１と燃料基地２との間を接続する転送管と呼ばれるパイプラインを介してＬＮＧが転送される。

燃料基地１〜Ｎの各々は、ＬＮＧを備蓄するための燃料タンクを備えている。ＬＮＧを輸送するタンカー（ＬＮＧ船）が例えば燃料基地１に入船すると、タンカーにより輸送されたＬＮＧが燃料基地１の燃料タンク内に備蓄される。その結果、燃料基地１の燃料在庫量が増加する。

図３は、第１実施形態のパイプライントポロジーの例を示した模式図である。

パイプラインによる発電機１〜Ｌと燃料基地１〜Ｎとの接続状態は、図３のようなパイプライントポロジーにより表現される。符号Ｂ０１は、燃料基地１の基地コードを示す。符号Ｎ０１〜Ｎ０４は、パイプライン上の各ノードを特定するためのノードコードを示す。符号Ｐ０１〜Ｐ１０は、パイプライン上のノード間やノードと設備との間の各部分を特定するための導管コードを示す。

図３は、燃料保存則と呼ばれる数式を示している。例えば、ノードＮ０２の数式「Ｐ０４＝Ｐ０５＋Ｐ０６」は、導管Ｐ０４における燃料流量が、導管Ｐ０５における燃料流量と、導管Ｐ０６における燃料流量との和に等しいことを示している。また、基地Ｂ０１の数式「Ｂ０１＝Ｐ０１＋Ｐ０４」は、基地Ｂ０１からの燃料の払出し量が、導管Ｐ０１における燃料流量と、導管Ｐ０４における燃料流量との和に等しいことを示している。

以下の説明では、図２および図３に示す発電システムについて発電計画を策定することを想定する。ただし、発電機の符号「１〜Ｌ」や燃料基地の符号「１〜Ｎ」など、図２および図３に示す符号の表記については、必要な場合以外は省略する。なお、以下の説明は、その他の発電システムについて発電計画を策定する場合にも適用可能である。

図１の気化器データ格納部１０１は、設備データ入力部１１から入力された気化器データを格納する。気化器データは、図２に示す気化器についてのデータであり、例えば、各気化器のスペックを表すスペックデータである。このスペックデータの例は、各気化器のＬＮＧの気化能力を表すデータである。気化器データは例えば、払出し能力計算部２２が各燃料基地からのＬＮＧの払出し量の上限値を定める際に使用される。

発電機データ格納部１０２は、設備データ入力部１１から入力された発電機データを格納する。発電機データは、図２に示す発電機についてのデータであり、例えば、各発電機のスペックを表すスペックデータである。このスペックデータの例は、各発電機の定格出力、効率、燃料コスト、起動・停止カーブなどを表すデータである。発電機データは例えば、負荷配分計算部２１が発電機の負荷配分を行うために発電機の出力量を決める際に使用される。

パイプライントポロジー格納部１０３は、設備データ入力部１１から入力されたパイプライントポロジーデータを格納する。パイプライントポロジーデータは、図３に示すパイプライントポロジーについてのデータであり、発電機と燃料基地との接続状態を表すデータである。パイプライントポロジーデータはさらに、ノードと呼ばれるパイプラインの分岐に関するデータや、導管コードが付された各導管におけるＬＮＧの流れ方向に関するデータを含む。パイプライントポロジーデータは例えば、導管流量計算部２３が導管制約を考慮に入れる際に使用される。

導管データ格納部１０４は、設備データ入力部１１から入力された導管データを格納する。導管データは、図２に示すパイプライン（導管）についてのデータであり、例えば、パイプラインのスペックを表すスペックデータである。このスペックデータの例は、導管コードが付された各導管の直径を表すデータである。導管データは例えば、導管流量計算部２３が導管制約を考慮に入れる際に使用され、具体的には、各導管におけるＬＮＧの流量の上限値を定める際に使用される。

基地データ格納部１０５は、設備データ入力部１１から入力された基地データを格納する。基地データは、図２に示す燃料基地についてのデータであり、例えば、各燃料基地のスペックを表すスペックデータである。このスペックデータの例は、各燃料基地の燃料タンクの大きさを表すデータである。燃料データは例えば、燃料在庫計算部２４が燃料在庫制約を考慮に入れる際に使用され、具体的には、各核燃料基地の燃料在庫量を定める際に使用される。

図４は、第１実施形態の気化器データ、導管データ、および基地データの例を示した図である。

図４(ａ)は、気化器データ格納部１０１に格納される気化器データの一例を示す。本実施形態では気化器ごとにパラメータを設定することができ、気化器ＩＤは、パラメータが設定される気化器を示すＩＤである。気化器名称は、パラメータが設定される気化器の名称を示す。導管コードは、気化器が設けられた導管を示すコードである。導管名称は、気化器が設けられた導管の名称を示す。最大払出し量は、気化器の最大気化量であり、その気化器が設けられた導管の最大燃料払出し量である。

図４(ｂ)は、導管データ格納部１０４に格納される導管データの一例を示す。本実施形態では導管ごとにパラメータを設定することができ、導管ＩＤは、パラメータが設定される導管を示すＩＤである。導管名称は、パラメータが設定される導管の名称を示す。導管コードは、パイプライントポロジー内の各導管を示すコードである。各導管のスペックに従い、各導管における燃料流量の上限値および下限値が設定される。

図４(ｃ)は、基地データ格納部１０５に格納される基地データの一例を示す。本実施形態では燃料基地ごとにパラメータを設定することができ、基地ＩＤは、パラメータが設定される燃料基地を示すＩＤである。基地名称は、パラメータが設定される燃料基地の名称を示す。基地コードは、パイプライントポロジー内の各燃料基地を示すコードである。各燃料基地のスペックに従い、各燃料基地における燃料在庫量の上限値および下限値が設定される。

需要データ格納部１０６は、需要データ入力部１２により発電計画策定装置１０に入力された需要データを格納する。需要データは、発電会社が小売会社等の他社や電力市場とコミットした電力需要を表す時系列データである。需要データから計算される需要電力は、発電計画の策定対象である発電機が満たすべき供給電力でもある。

点検予定データ格納部１０７は、点検予定データ入力部１３により発電計画策定装置１０に入力された点検予定データを格納する。点検予定データは、図２に示す気化器の点検予定についてのデータであり、例えば、各気化器の点検に伴う各気化器の停止や運転制限等の運転状態のスケジュールを規定している。点検予定データは例えば、気化器データ格納部１０１に設定されている最大払出し量を一定期間だけ変更する場合に使用される。

入船予定データ格納部１０８は、入船予定データ入力部１４により発電計画策定装置１０に入力された入船予定データを格納する。入船予定データは、図２に示す燃料基地に入船するＬＮＧ船についてのデータであり、例えば、ＬＮＧ船が入船する日時や、ＬＮＧ船の入船時におけるＬＮＧの受入量を規定している。

在庫量データ格納部１０９は、在庫量データ入力部１５により発電計画策定装置１０に入力された在庫量データを格納する。在庫量データは、図２に示す燃料基地の燃料在庫量についてのデータであり、例えば、各燃料基地の燃料在庫量の推移や初期在庫量を計算するためのデータである。本実施形態の在庫量データは、燃料基地ごとに任意に設定することができる。

図５は、第１実施形態の点検予定データ、入船予定データ、および基地データの例を示した図である。

図５(ａ)は、点検予定データ格納部１０７に格納される点検予定データの一例を示す。本実施形態では気化器ごとにパラメータを設定することができ、気化器ＩＤは、パラメータが設定される気化器を示すＩＤである。払出し能力計算部２２は、気化器の最大払出し量として変更後の払出し量を設定し、この変更の開始日時（From）と終了日時（To）とを設定することで、気化器の最大払出し量を一定期間だけ変更することができる。

図５(ｂ)は、入船予定データ格納部１０８に格納される入船予定データの一例を示す。本実施形態ではＬＮＧ船ごとにパラメータを設定でき、入船ＩＤは、パラメータが設定されるＬＮＧ船を示すＩＤである。基地ＩＤは、ＬＮＧ船がＬＮＧを供給する燃料基地を示すＩＤである。入船日は、ＬＮＧ船がこの燃料基地に入船する日を示し、この燃料基地の燃料在庫量がこの入船日に、受入量に設定された量だけ上昇する。

図５(ｃ)は、ＬＮＧ船の入船間隔が長くなる場合に一定期間のみ在庫上下限を変更するときに、基地データ格納部１０５に格納される基地データの一例を示す。この場合には、燃料在庫量の上限値および／または下限値を変更することができ、かつ、この変更の開始日時（From）と終了日時（To）とを設定することができる。

負荷配分計算部２１は、複数の発電機の負荷配分を計算し、負荷配分の推移の計算結果を負荷配分推移格納部２０１に出力する。具体的には、負荷配分計算部２１は、発電機データ格納部１０２から任意に選択した発電機データと、需要データ格納部１０６から任意に選択した需要データとに基づいて、これらの発電機の負荷配分を計算する。この際、負荷配分計算部２１は、導管の燃料流量や燃料基地の燃料在庫量に関する制約を考慮に入れずに、これらの発電機が消費する燃料の総コストが最も安くなる運転計画を策定し、この運転計画における負荷配分の推移を負荷配分推移格納部２０１に出力する。

払出し能力計算部２２は、複数の燃料基地からの燃料（ＬＮＧ）の払出し能力を、これらの燃料基地内の気化器の気化能力に基づいて計算する。具体的には、払出し能力計算部２２は、気化器データ格納部１０１から任意に選択した気化器データと、点検予定データ格納部１０７から任意に選択した点検予定データとに基づいて、発電計画を策定する期間における各燃料基地の払出し能力を計算する。この際、払出し能力計算部２２は、気化器データから各気化器の最大払出し量を取得し、各気化器の最大払出し量を点検予定データに示す期間だけ点検予定データに示す払出し量に変更し、変更された払出し量に基づいて各燃料基地の払出し能力を計算する。

導管流量計算部２３は、負荷配分計算部２１により計算された負荷配分と、払出し能力計算部２２により計算された払出し能力とに基づいて、パイプライン（導管）における燃料の流量を計算し、流量の推移の計算結果を導管流量推移格納部２０２に出力する。具体的には、導管流量計算部２３は、パイプライントポロジー格納部１０３から任意に選択したパイプライントポロジーデータと、導管データ格納部１０４から任意に選択した導管データと、各燃料基地からの燃料の払出し能力とに基づいて、パイプライントポロジー内の各導管を流れる燃料の流量を計算する。この際、導管流量計算部２３は、上記の負荷配分の推移を得るために必要となる流量の推移を計算する。

燃料在庫計算部２４は、導管流量計算部２３により計算された燃料の流量に基づいて、複数の燃料基地における燃料在庫量の推移を計算する。具体的には、燃料在庫計算部２４は、基地データ格納部１０５から任意に選択した基地データと、入船予定データ格納部１０８から任意に選択した入船予定データと、在庫量データ入力部１０９から任意に選択した在庫量データとに基づいて、これらの燃料基地の燃料在庫量に対する導管流量や入船受入量の影響を評価し、その評価結果に基づいて各燃料基地における燃料在庫量の推移を計算する。燃料在庫量の推移の計算結果は、燃料在庫推移格納部２０３に出力される。

制約確認部２５は、燃料在庫計算部２４により計算された燃料在庫量の推移が、導管流量や燃料基地の制約を満足しているか否かを確認する。制約確認部２５は、燃料在庫量の推移がこれらの制約を満足していない（すなわち、制約に違反している）と判断した場合には、燃料基地の燃料消費量の目標値を調整し、負荷配分計算部２１に負荷配分の再計算を要求する。この場合、再計算は、システム内で自動的に実行しても良いし、ユーザ判断によるマンマシンでの操作も可能である。負荷配分計算部２１は、最小限の変化量で制約違反が解消されるように負荷配分を再計算し、負荷配分の再計算結果に基づいて導管流量計算部２３、燃料在庫計算部２４、および制約確認部２５による計算や確認が再び行われる。一方、制約確認部２５は、燃料在庫量の推移がこれらの制約を満足している（すなわち、制約に違反していない）と判断した場合には、この燃料在庫量の推移を反映した発電計画を前回策定計画保存部２６および発電計画出力部３１に出力する。

こうして、複数の発電機についての発電計画が、前回策定計画保存部２６および発電計画出力部３１に出力される。この発電計画は、これらの発電機の動作や、これらの発電機に燃料を供給する複数の燃料基地の動作を規定する。この発電計画が実施された際には、これらの燃料基地の燃料在庫量が、燃料在庫計算部２４により計算されたように推移するように、発電システムの動作が制御されることになる。

発電計画出力部３１は、この発電計画を外部に出力する。例えば、発電計画出力部３１は、発電計画を画面に出力してもよいし、記録媒体や記録装置に保存してもよいし、他の装置にネットワークやケーブルを介して送信してもよい。一方、前回策定計画保存部２６は、この発電計画を前回策定計画として発電計画策定装置１０内の前回策定計画格納部３０１に格納して保存する。

図６は、第１実施形態の発電計画における燃料在庫量の推移の具体例を示したグラフである。

図６(ａ)は、発電計画出力部３１から出力された発電計画における燃料在庫量の推移の一例を示す。横軸は、発電計画の計画期間始めから計画期間終りまでの時間を表す。縦軸は、燃料基地１における燃料在庫量を表す。入船１、２、３は、燃料基地１にＬＮＧ船が入船するタイミングを示している。

図６(ａ)の一点鎖線は、燃料基地１の燃料在庫量の上限値と下限値を示す。燃料在庫量の上限値と下限値は、例えば燃料タンクのサイズ等に基づいて決められている。以下、これらを在庫量上限と在庫量下限と表記する。図６(ａ)の実線は、燃料基地１の燃料在庫量の推移を示し、これを在庫量計画線と呼ぶ。図６(ａ)の破線は、燃料基地１の在庫量計画線の上限値と下限値を示す。以下、これらを在庫量計画線上限と在庫量計画線下限と呼ぶ。

計画期間始めの燃料在庫量（在庫量計画線）は、燃料基地１の初期在庫量である。計画期間始めから入船１までの在庫量計画線上限線と在庫量計画線下限線は、初期在庫量を起点として入船１のタイミングに合わせて引かれている。在庫量計画線下限線は、入船１の際の燃料在庫量が在庫量下限になるように引かれている。在庫量計画線上限線は、入船１の際の燃料在庫量と燃料受入量との和が在庫量上限になるように引かれている。計画期間始めから入船１までの期間において、在庫量計画線が在庫量計画線上限線と在庫量計画線下限線との間に納まるように引かれていれば、この期間の燃料在庫量の推移は上述の制約を満足している。一方、この期間の在庫量計画線が在庫量計画線上限線と在庫量計画線下限線との間に納まらないように引かれていれば、この期間の燃料在庫量の推移は上述の制約に違反している。

これは、計画期間始めから計算期間終りまでの間の他の期間についても同様である。入船１から入船２までの在庫量計画線上限線は、入船１の際の在庫量上限を起点として入船２のタイミングに合わせて引かれている。一方、入船１から入船２までの在庫量計画線下限線は、入船１の際の在庫量下限と燃料受入量との和を起点として入船２のタイミングに合わせて引かれている。入船１の際の燃料在庫量は、燃料受入量だけ上昇している。そして、入船１から入船２までの期間において、在庫量計画線が在庫量計画線上限線と在庫量計画線下限線との間に納まるように引かれていれば、この期間は入船３で確実に受入れられることを見込んで通常の在庫量下限を緩和して下限を下回る燃料を消費できる。

なお、入船１、２、３において、燃料受入量が互いに異なることに留意されたい。これらの入船の際の燃料受入量は、各ＬＮＧ船による燃料の輸送量に依存する。

図６(ｂ)は、発電計画出力部３１から出力された発電計画における燃料在庫量の推移の別の一例を示す。ＬＮＧ船の入船間隔が長くなる場合には、一定期間のみ在庫量上下限を変更することが可能である（図５(ｃ)を参照）。この場合には、在庫量上限および／または在庫量下限を変更することができ、かつ、この変更の開始日時（From）と終了日時（To）とを設定することができる。図６(ｂ)は、入船２から入船３までの期間の在庫量下限を減少させた例を示している。これにより、この期間の燃料消費量を低減することができる。

以上のように、本実施形態の発電計画策定装置１０は、複数の発電機についてのデータと、複数の燃料基地についてのデータと、これらの燃料基地からこれらの発電機に燃料を供給する導管についてのデータと、これらの燃料基地に入船するタンカーについてのデータとに基づいて、各燃料基地における燃料在庫量の推移を計算する。よって、本実施形態によれば、燃料基地の在庫、燃料基地内の気化器、燃料の転送、タンカーの入船など、発電用の燃料に関する事項を適切に考慮に入れて発電計画を策定することが可能となる。

また、本実施形態では、ＬＮＧを燃料とする発電機間の発電電力量の配分を最適化することで制約を満足するラインアップを構成できる。よって、本実施形態によれば、他の燃料種別の発電や他の無制約の発電機への依存度が小さい発電システムを実現することができる。

また、本実施形態では、制約を考慮しない最も経済性の高い運転計画をベースとして、発電計画を策定できる。ここで、発電計画が制約を満足しない場合には、負荷配分計算部２１により運転計画を変更してもよいし、制約を変更してもよい。例えば、ＬＮＧ船が入船する燃料基地を変更することや、気化器の点検時期を変更することが考えられる。これは、中長期の発電計画に適用する場合に有用である。また、発電計画の策定は、ＬＮＧ船の配船計画や設備の点検計画などと連携して行うことにより、より経済的な発電を実現することが可能となる。

（第２実施形態）
図７は、第２実施形態の発電計画策定装置１０の構成を示すブロック図である。

図７の発電計画策定装置１０は、図１に示す構成要素に加えて、ＢＯＧ（Boil of Gas）計算部２７を備えている。

ＢＯＧ計算部２７は、ＬＮＧから自然気化により発生するＢＯＧ量を計算する。本実施形態では、基地データ格納部１０５が、基地データとして、各燃料基地のＬＮＧから発生するＢＯＧ量を格納しており、入船予定データ格納部１０８が、入船予定データとして、ＬＮＧ船の入船時に発生するＢＯＧ量を格納している。ＢＯＧ計算部２７は、前者のＢＯＧ量を基地データ格納部１０５から取得し、後者のＢＯＧ量を入船予定データ格納部１０８から取得し、これらのＢＯＧ量を合算する。これにより、ＢＯＧ計算部２７は、発電計画を策定する期間におけるＢＯＧ量を計算し、このＢＯＧ量を導管流量計算部２３に出力する。

導管流量計算部２３は、負荷配分計算部２１により計算された負荷配分と、払出し能力計算部２２により計算された払出し能力と、ＢＯＧ計算部２７により計算されたＢＯＧ量とに基づいて、パイプライン（導管）におけるＬＮＧの流量を計算する。具体的には、ＢＯＧ量を導管の最低流量として確実に消費できるように設定する。

図８は、第２実施形態の基地データの例を示した図である。

この基地データは、図４(ｃ)に示す基地データの項目に加えて、各燃料基地のＢＯＧ量を含んでいる。このＢＯＧ量は、ＢＯＧ計算部２７により読み出され、入船予定データのＢＯＧ量と合算される。

図９は、第２実施形態のＬＮＧ供給パイプラインの例を示した模式図である。

図９のＬＮＧ供給パイプラインには、図２に示す導管に加えて、各燃料基地から発生するＢＯＧ処理用にＢＯＧコンプレッサにて昇圧した後、図２に示す導管へ接続されるラインが追加されている。ＬＮＧを気化器により気化して得られるガスと、ＬＮＧからＢＯＧとして得られるガスとでは発熱量が異なることから、ＢＯＧを焚ける発電機は限られているため、接続先の導管は限られる。ＢＯＧは、接続された導管を介して、燃料基地からＢＯＧを焚ける発電機に供給される。

本実施形態によれば、ＬＮＧから発生するＢＯＧ量を考慮してより正確な発電計画を策定することが可能となる。

（第３実施形態）
図１０は、第３実施形態の発電計画策定装置１０の構成を示すブロック図である。

図１０の発電計画策定装置１０は、図１に示す構成要素に加えて、比較選択部２８を備えている。

上述のように、制約確認部２５は、燃料在庫計算部２４により計算された燃料在庫量の推移が、導管流量や燃料基地の制約を満足しているか否かを確認する。ここで、これらの制約を考慮する場合（制約時）と無視する場合（無制約時）とでは、発電にかかる費用など、発電状況が変化する。同様に、これらの制約が変化する場合にも、発電にかかる費用や制約違反の程度など、発電状況が変化する。

そこで、比較選択部２８は、これらの制約の違いによる発電状況の違いを比較し、その比較結果を発電計画策定装置１０の画面に表示する。例えば、制約時と無制約時との費用差や、ある制約時と別の制約時との制約違反の程度差が表示される。さらには、制約時の発電計画と無制約時の発電計画とを表示してもよいし、ある制約時の発電計画と別の制約時の発電計画とを表示してもよい。

発電計画策定装置１０のユーザは、制約を考慮するか無視するかや、どの制約を採用すべきかを、画面上で選択することができる。ユーザが画面上でこの選択に関する入力操作を行うと、比較選択部２８は、画面からの入力情報に応じて、所定の発電計画を選択する旨の選択指示を出力する。例えば、ユーザが制約を考慮するとの入力操作を行った場合には、制約を考慮して策定された発電計画を選択する旨の選択指示が出力される。

なお、制約時の発電計画と無制約時の発電計画とを表示する場合や、ある制約時の発電計画と別の制約時の発電計画とを表示する場合には、発電計画策定装置１０のユーザが、どの発電計画を採用すべきかを画面上で選択できるようにしてもよい。この場合、画面上で選択された発電計画を選択する旨の選択指示が出力される。

選択指示は、前回策定計画保存部２６および発電計画出力部３１に出力される。発電計画出力部３１は、選択指示が示す発電計画を外部に出力する。一方、前回策定計画保存部２６は、選択指示が示す発電計画を前回策定計画格納部３０１に格納する。

本実施形態によれば、制約の有無や内容の評価をユーザにゆだね、ユーザの希望する発電計画を採用することが可能となる。

（第４実施形態）
図１１は、第４実施形態の発電計画策定装置１０の構成を示すブロック図である。

図１１の発電計画策定装置１０は、図１に示す構成要素に加えて、除停止利用率データ入力部１６と、除停止利用率データ格納部１１０とを備えている。

除停止利用率データ格納部１１０は、除停止利用率データ入力部１６により発電計画策定装置１０に入力された除停止利用率データを格納する。除停止利用率データは、図２に示す発電機の除停止利用率の設定値を表すデータである。本実施形態の除停止利用率データ格納部１１０には、発電機ごとの除停止利用率の設定値を格納することもできるし、複数の発電機が属するグループごとの除停止利用率の設定値を格納することもできる。また、本実施形態の除停止利用率データ格納部１１０には、所定の発電機に除停止利用率の設定値を適用する期間の設定情報（設定期間）を格納することもできる。

負荷配分計算部２１は、図２に示す発電機の負荷配分を計算する際に、除停止利用率データ格納部１１０に格納された除停止利用率の設定値を使用する。具体的には、発電機の出力を除停止利用率の設定値により補正して、負荷配分を計算する。その結果、燃料在庫計算部２４は、除停止利用率を考慮に入れた燃料在庫量の推移を計算することができる。

なお、負荷配分計算部２１は、発電機の出力を除停止利用率の設定値により補正する際に、図１２(ａ)のような方式ではなく、図１２(ｂ)のような方式を採用する。図１２は、第４実施形態の出力補正について説明するためのグラフであり、発電機の出力の時間変化の例を示している。図１２(ａ)では、出力全体を一律に上げ下げしている。一方、図１２(ｂ)では、需要のピーク時には出力を維持しつつ、需要の降下時にはグラフの斜面とふもとの出力を増減する。これにより、図１２(ｂ)では、需要のピーク時に発電単価の高い発電機が起動する事態や、ピーク時の需要がまかなえなくなる事態を防止することができる。

また、除停止利用率により増減された発電機の代わりに、同程度の発電単価（増分費用）の発電機に焚き替わる。

負荷配分計算部２１は、発電計画の策定対象の発電機のうち、すべての発電機に除停止利用率の設定値を適用してもよいし、一部の発電機のみに除停止利用率の設定値を適用してもよい。除停止利用率の設定値を適用する発電機の台数は、何台でもよい。

なお、汽力発電の発電機の除停止利用率は、実出力の運転中積算と、定格出力の運転中積算との比のパーセント表示で与えられる。一方、コンバインドサイクル発電の発電機の除停止利用率は、実出力の運転中積算と、気温補正した最大出力の運転中積算との比のパーセント表示で与えられる。

本実施形態によれば、発電機の除停止利用率を考慮してより正確な発電計画を策定することが可能となる。

（第５実施形態）
図１３は、第５実施形態の発電計画策定装置１０の構成を示すブロック図である。

図１３の発電計画策定装置１０は、図１に示す構成要素に加えて、初期在庫計算部２９を備えている。

初期在庫計算部２９は、在庫量データ格納部１０９から任意に選択した在庫量データに基づいて、計画期間始めにおける各燃料基地の初期在庫量を計算する。具体的には、初期在庫計算部２９は、策定予定の発電計画と同一計画タイプの発電計画（これを「正計画」と呼ぶ）を前回策定計画格納部３０１から取得し、この正計画を初期在庫量の計算に利用する。例えば、策定予定の発電計画が月間計画である場合には、正計画として月間計画が取得される。

初期在庫計算部２９は、前回策定計画格納部３０１から正計画を取得したら、正計画から各燃料基地の在庫量計画線を取得し、この在庫量計画線より在庫確認日から策定予定の発電計画の計画期間始めまでの各燃料基地の累積燃料消費量および入船予定データ格納部１０８に格納されている入船実績より求めた受入量を計算する。こうして計算された計画期間始めの燃料在庫量が、初期在庫量となる。

初期在庫計算部２９により計算された各燃料基地の初期在庫量は、燃料在庫計算部２４に出力される。燃料在庫計算部２４は、この初期在庫量に基づいて、各燃料基地の燃料在庫量の推移を計算する。

なお、上記の在庫確認日から計画期間始めまでが離れている場合には、初期在庫計算部２９は、複数の正計画を前回策定計画格納部３０１から取得し、これらの正計画を初期在庫量の計算に利用する。この場合、初期在庫計算部２９は、複数の正計画の在庫量計画線を利用することで、策定予定の発電計画の計画期間始めまでの各燃料基地の燃料在庫量の推移を計算する。この際、ある正計画の期間と別の正計画の期間とがオーバーラップする場合には、計画開始日が新しい方の正計画を優先的に使用する。

初期在庫計算部２９により計算される各燃料基地の初期在庫量Ａは、以下の式（１）で与えられる。

ただし、Ｂは、在庫確認日の燃料在庫量を表す。Ｖｓ（ｋ）の総和は、在庫確認日から策定予定の発電計画の計画期間始めまでの燃料の累積消費量を表す。Ｃ（ｉ）の総和は、在庫確認日から当該計画期間始めまでのタンカーによる燃料の累積補充量を表す。

本実施形態によれば、予め策定された発電計画を利用して初期在庫量を計算することが可能となる。

（第６実施形態）
図１４は、第６実施形態の発電計画における燃料在庫量の推移の具体例を示したグラフである。本実施形態の発電計画は、図１１の発電計画策定装置１０により策定される。

曲線Ｃ１は、入船１から入船２までの電力需要曲線を示す。発電による燃料消費で、入船１から入船２は、図１４に示すような在庫量計画線Ｃ２に沿って推移する。ここで、在庫量計画線Ｃ２は、在庫量上限線と在庫量下限線との間に納まっておらず、制約を満足していない。

そこで、本実施形態の負荷配分計算部２１は、燃料在庫量の推移が制約を満足しない場合に、燃料制約係数データ格納部１１１（図１５）に格納された燃料制約係数の設定値を考慮に入れて負荷配分を計算する。図１５は、第６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。燃料制約係数データ格納部１１１は、燃料制約係数データ入力部１７から入力された燃料制約係数を格納する。

燃料制約係数に在庫目標量との乖離分を乗じ、燃料費と合わせて総合的に最小となるよう負荷配分を行うことで制約を満たした状態での負荷配分を計算することにより経済配分となる。

燃料制約係数の強度は、入船まで期間がある場合や入船間近や月末、それぞれの係数を任意に設定でき、係数が大きくなるほど燃料制約を満たす動きが強くなるが負荷配分の経済性は悪くなる。

その結果、入船１から入船２までの在庫量計画線Ｃ２は、在庫量計画線Ｃ３のように変化する。在庫量計画線Ｃ３は、在庫量上限線と在庫量下限線との間に納まっており、制約を満足している。

例として、入船までの期間が長くあり、今後の状況により燃料消費量の変動が想定される場合は、係数を小さくして、経済性に重みを置くことができる。その場合でも入船間近で在庫量調整に猶予が無い場合は、係数を大きくし経済性を犠牲にしても制約を満たすことができる。月末における月間消費量制約の場合、制約範囲内を順守するために、月末付近の係数を大きく設定して制約を確実に守らせることが可能となる。

燃料制約を順守しながら経済性を求めると、在庫量計画線Ｃ３は在庫量下限を下回らないように入船時に在庫量下限となるように調整し、また在庫量上限を上回らないように入船時に在庫量上限から入船時の受入量を減じた値になるように調整する。

本実施形態によれば、発電機の燃料制約係数を利用してより経済的な発電計画を策定することが可能となる。

（第７実施形態）
図１６は、第７実施形態の発電計画策定装置４０の構成を示すブロック図である。

図１６の発電計画策定装置４０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサ４１と、ＲＡＭ（Random Access Memory）等の主記憶装置４２と、ＨＤＤ（Hard Disc Drive）等の補助記憶装置４３と、ＬＡＮ（Local Area Network）ボード等のネットワークインタフェース４４と、メモリスロットやメモリポート等のデバイスインタフェース４５と、これらの機器を互いに接続するバス４６とを備えている。発電計画策定装置４０は例えば、ＰＣ（Personal Computer）等のコンピュータであり、キーボードやマウス等の入力装置や、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）モニタ等の表示装置を備えている。

本実施形態では、第１〜第６実施形態のいずれかの発電計画策定装置１０の情報処理をコンピュータに実行させるための発電計画策定プログラムが、補助記憶装置４３にインストールされている。本実施形態の発電計画策定装置４０は、このプログラムを主記憶装置４２に展開して、プロセッサ４１により実行する。これにより、図１、図７、図１０、図１１、図１３、または図１５に示す各ブロックの機能を本実施形態の発電計画策定装置４０内で実現し、第１〜第６実施形態で説明した発電計画を出力することが可能となる。なお、この情報処理により生成されたデータは、主記憶装置４２に一時的に保持されるか、補助記憶装置４３内に格納され保存される。

発電計画策定プログラムは例えば、このプログラムを記録した外部装置５０をデバイスインタフェース４５に装着し、このプログラムを外部装置５０から補助記憶装置４３に格納することでインストール可能である。外部装置５０の例は、コンピュータ読み取り可能な記録媒体や、このような記録媒体を内蔵する記録装置である。記録媒体の例はＣＤ−ＲＯＭやＤＶＤ−ＲＯＭであり、記録装置の例はＨＤＤである。また、発電計画策定プログラムは例えば、このプログラムをネットワークインタフェース４４を介してダウンロードすることでインストール可能である。

本実施形態によれば、第１〜第６実施形態のいずれかの発電計画策定装置１０の機能をソフトウェアにより実現することが可能となる。

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。

１０：発電計画策定装置 １１：設備データ入力部
１２：需要データ入力部 １３：点検予定データ入力部
１４：入船予定データ入力部 １５：在庫量データ入力部
１６：除停止利用率データ入力部 １７：燃料制約係数データ入力部
２１：負荷配分計算部 ２２：払出し能力計算部
２３：導管流量計算部 ２４：燃料在庫計算部
２５：制約確認部 ２６：前回策定計画保存部
２７：ＢＯＧ計算部 ２８：比較選択部
２９：初期在庫計算部 ３１：発電計画出力部
４０：発電計画策定装置 ４１：プロセッサ
４２：主記憶装置 ４３：補助記憶装置
４４：ネットワークインタフェース ４５：デバイスインタフェース
４６：バス ５０：外部装置
１０１：気化器データ格納部 １０２：発電機データ格納部
１０３：パイプライントポロジー格納部 １０４：導管データ格納部
１０５：基地データ格納部 １０６：需要データ格納部
１０７：点検予定データ格納部 １０８：入船予定データ格納部
１０９：在庫量データ格納部 １１０：除停止利用率データ格納部
１１１：燃料制約係数データ格納部 ２０１：負荷配分推移格納部
２０２：導管流量推移格納部 ２０３：燃料在庫推移格納部
３０１：前回策定計画格納部

Claims (9)

1. 複数の発電設備についてのデータと、前記発電設備に燃料を供給する複数の燃料基地についてのデータと、前記燃料基地から前記発電設備に前記燃料を供給する導管についてのデータと、前記燃料基地に入船するタンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を計算する発電情報処理部と、
   前記燃料の在庫量の推移に基づいて、前記発電設備についての発電計画を出力する発電計画出力部と、
   を備え、
   前記発電情報処理部は、
   前記発電設備の総コストが最も安くなる負荷配分を計算する負荷配分計算部と、
   前記燃料基地内の気化器の能力に基づいて、前記燃料基地からの前記燃料の払出し能力を計算する払出し能力計算部と、
   前記負荷配分と前記払出し能力とに基づいて、前記導管における前記燃料の流量を計算する導管流量計算部と、
   前記導管における前記燃料の流量と、前記タンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を計算する燃料在庫計算部と、
   を備える、発電計画策定装置。
2. 前記発電情報処理部はさらに、前記燃料の在庫量の推移が制約を満足するか否かを確認する制約確認部を備え、
   前記負荷配分計算部は、前記燃料の在庫量の推移が前記制約を満足しない場合に、前記負荷配分を最小限の変化量で制約を満足するように再計算する、請求項１に記載の発電計画策定装置。
3. 前記発電情報処理部はさらに、前記燃料から発生するＢＯＧ（Boil of Gas）量を計算するＢＯＧ計算部を備え、
   前記導管流量計算部は、前記ＢＯＧ量に基づいて、前記導管における前記燃料の流量を計算する、請求項１または２に記載の発電計画策定装置。
4. 前記負荷配分計算部は、前記複数の発電設備のうちの１台以上の発電設備の除停止利用率の設定値に基づいて、前記負荷配分を計算する、請求項１から３のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
5. 前記負荷配分計算部は、前記燃料の在庫量の推移が制約を満足しない場合に、前記制約を満足するように燃料制約係数の設定値に基づいて燃料制約を満たすよう、前記負荷配分を計算する、請求項１から４のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
6. 前記発電情報処理部は、前記燃料の在庫量の推移の制約の違いによる発電状況の違いの比較結果を画面に表示し、前記画面からの入力情報に応じて前記発電計画の選択指示を出力する比較選択部を備え、
   前記発電計画出力部は、前記選択指示に基づいて選択された前記発電計画を出力する、請求項１から５のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
7. 前記発電情報処理部は、
   予め策定された１つ以上の発電計画に基づいて、前記燃料基地における前記燃料の初期在庫量を計算する初期在庫計算部と、
   前記燃料の初期在庫量に基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を計算する燃料在庫計算部と、
   を備える請求項１から６のいずれか１項に記載の発電計画策定装置。
8. 複数の発電設備についてのデータと、前記発電設備に燃料を供給する複数の燃料基地についてのデータと、前記燃料基地から前記発電設備に前記燃料を供給する導管についてのデータと、前記燃料基地に入船するタンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を発電情報処理部により計算し、
   前記燃料の在庫量の推移に基づいて、前記発電設備についての発電計画を発電計画出力部により出力する、
   ことを備え、
   前記燃料の在庫量の推移を前記発電情報処理部により出力することは、
   前記発電設備の総コストが最も安くなる負荷配分を負荷配分計算部により計算し、
   前記燃料基地内の気化器の能力に基づいて、前記燃料基地からの前記燃料の払出し能力を払出し能力計算部により計算し、
   前記負荷配分と前記払出し能力とに基づいて、前記導管における前記燃料の流量を導管流量計算部により計算し、
   前記導管における前記燃料の流量と、前記タンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を燃料在庫計算部により計算する、
   ことを備える、発電計画策定方法。
9. 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、
   前記発電計画策定方法は、
   複数の発電設備についてのデータと、前記発電設備に燃料を供給する複数の燃料基地についてのデータと、前記燃料基地から前記発電設備に前記燃料を供給する導管についてのデータと、前記燃料基地に入船するタンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を発電情報処理部により計算し、
   前記燃料の在庫量の推移に基づいて、前記発電設備についての発電計画を発電計画出力部により出力する、
   ことを備え、
   前記燃料の在庫量の推移を前記発電情報処理部により出力することは、
   前記発電設備の総コストが最も安くなる負荷配分を負荷配分計算部により計算し、
   前記燃料基地内の気化器の能力に基づいて、前記燃料基地からの前記燃料の払出し能力を払出し能力計算部により計算し、
   前記負荷配分と前記払出し能力とに基づいて、前記導管における前記燃料の流量を導管流量計算部により計算し、
   前記導管における前記燃料の流量と、前記タンカーについてのデータとに基づいて、前記燃料基地における前記燃料の在庫量の推移を燃料在庫計算部により計算する、
   ことを備える、発電計画策定プログラム。

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