JP7630296B2 - 火力発電プラントの運転支援方法及び運転支援装置 - Google Patents

Description

本発明は、火力発電プラントの運転支援方法及び運転支援装置に係り、特に炭素クレジットをくみあわせてＣＯ_２排出量と発電コストの最適化をはかる運転支援方法及び運転支援装置に関する。

火力発電プラントでは、種々の燃料をガスタービンの燃焼器やボイラの火炉にて燃焼させて、その熱源を用いて発電を行っている。近年では、燃焼排ガスの環境負荷低減のため、カーボンオフセットできる燃料（バイオマス等）や、カーボンフリー燃料（水素・アンモニア等）を用いることが進められている。

特許文献１には、最も発電コストが安い発電設備の運用計画を採用する際に、各発電設備から排出される環境負荷（ＣＯ_２排出量含む）に基づいて環境税などの環境負担費を発電コストに反映することが開示されている。

特許３７８７７６１号公報

火力発電プラントでは、燃料の変更以外にも、運転方法を工夫することでＣＯ_２排出量を削減できる。また、森林管理や木材の有効活用によるＣＯ_２吸収や炭素固定化による効果を評価して、ＣＯ_２オフセット量を炭素クレジットとして購入することもできる。

しかし、火力発電プラントの燃料、運転条件及び炭素クレジットの組合せパターンは無数にあり、ＣＯ_２排出量と発電コストの両方の観点から最適な組合せを選択するのは困難を伴う。また、火力発電プラントの燃料、運転条件の変更によるＣＯ_２削減（ＣＯ_２排出量の削減）と、炭素クレジットによるＣＯ_２削減（ＣＯ_２吸収や固定化によるオフセット）とは、本来意味合いが異なるものであり、ＣＯ_２削減に対する費用対効果を別々に評価したいというニーズがある。

本発明は上記実情に鑑みてなされたものであり、ＣＯ_２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる火力発電プラントの運転支援方法及び運転支援装置を提供することを目的とする。

上記課題を達成するために、本発明は特許請求の範囲に記載の構成を備える。その一例をあげるならば、本発明は、火力発電プラントの燃料の価格と、炭素クレジットの価格及びＣＯ_２オフセット量を含む炭素クレジット情報とを読み込む入力ステップと、前記火力発電プラントの燃料、運転条件及び炭素クレジットの組合せを変化させて、それぞれの組合せにおける実ＣＯ_２排出量と、当該実ＣＯ２排出量から前記炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量と、前記燃料の価格を考慮した実発電コストと、当該実発電コストに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストとを演算する演算ステップと、前記正味ＣＯ_２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化ステップと、選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ_２排出量、前記正味ＣＯ_２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力ステップと、を含む火力発電プラントの運転支援方法である。又は、同じ機能を有する火力発電プラントの運転支援装置である。

本発明によれば、ＣＯ_２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる火力発電プラントの運転支援方法及び運転支援装置を提供できる。上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

ボイラを表す概略構成図 ボイラの運転支援システム１０の概略説明図 運転支援装置のハードウェア構成を示す図 ボイラの運転支援装置１００による処理の示すフローチャート 運転データの取得から予測モデル構築までの処理の詳細を示すフローチャート 演算部での演算内容を示す図 最適化部、最適条件評価部での演算内容の例を示す図 出力部での出力画面の例を示す図 ボイラでの運転支援の例を示す図 運転支援装置１００を用いたビジネスモデルの例を示す図

以下に添付図面を参照して、本発明に係る好適な実施形態を詳細に説明する。なお、この実施形態により本発明が限定されるものではなく、また、実施形態が複数ある場合には、各実施形態を組み合わせて構成するものも含む。全図を通じて同一の構成、ステップには同一の符号を付し、重複説明を省略する。

本実施形態では、火力発電プラントとしてボイラを例にとって説明をする。図１は、ボイラ１の概略構成図である。本実施形態のボイラ１は、石炭やバイオマスなどの固体燃料を微粉化し、石炭の専焼運転、及び石炭とバイオマス等、複数種類の燃料の混焼運転が可能なボイラ１である。

ボイラ１は、火炉１１と燃焼装置１２と煙道１３を有している。火炉１１は、例えば四角筒の中空形状をなして鉛直方向に沿って設置されている。火炉１１は、壁面が、蒸発管（伝熱管）と蒸発管を接続するフィンとで構成され、蒸発管内を流れる給水や蒸気と火炉１１内の燃焼ガスとが熱交換することにより火炉壁の温度上昇を抑制している。具体的には、火炉１１の側壁面には、複数の蒸発管が例えば鉛直方向に沿って配置され、水平方向に並んで配置されている。フィンは、蒸発管と蒸発管との間を閉塞している。火炉１１は、炉底に傾斜面６２が設けられており、傾斜面６２に炉底蒸発管７０が設けられて底面となる。

燃焼装置１２は、この火炉１１を構成する火炉壁の鉛直下部側に設けられている。本実施形態では、この燃焼装置１２は、火炉壁に装着された複数の燃焼バーナ（例えば２１，２２，２３，２４，２５）を有している。例えば、この燃焼バーナ（バーナ）２１，２２，２３，２４，２５は、火炉１１の周方向に沿って均等間隔で複数配設されている。但し、火炉の形状、バーナの配置や一つの段における燃焼バーナの数、段数はこの実施形態に限定されるものではない。

この各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５は、微粉炭供給管２６，２７，２８，２９，３０を介して粉砕機（微粉炭機／ミル：補機に相当する。）３１，３２，３３，３４，３５に連結されている。石炭が図示しない搬送系統で搬送されて、この粉砕機３１，３２，３３，３４，３５に投入されると、ここで所定の微粉の大きさに粉砕され、搬送用空気（１次空気）と共に微粉炭供給管２６，２７，２８，２９，３０から燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５に粉砕された石炭（微粉炭）を供給することができる。

また、火炉１１は、各燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５の装着位置に風箱３６が設けられており、この風箱３６に空気ダクト３７ｂの一端部が連結されて、他端部は空気を供給する空気ダクト３７ａに連結点３７ｄにおいて連結される。

また、火炉１１の鉛直方向上方には煙道１３が連結されており、この煙道１３に蒸気を生成するための複数の熱交換器（４１，４２，４３，４４，４５，４６，４７）が配置されている。そのため、燃焼バーナ２１，２２，２３，２４，２５が火炉１１内に微粉化燃料と燃焼用空気との混合気を噴射することで火炎が形成され、燃焼ガスを生成されて煙道１３に流れる。そして、燃焼ガスにより火炉壁及び熱交換器（４１～４７）を流れる給水や蒸気を加熱して過熱蒸気が生成され、生成された過熱蒸気を供給して図示しない蒸気タービンを回転駆動させ、蒸気タービンの回転軸に連結した図示しない発電機を回転駆動して発電を行うことができる。また、この煙道１３は、排ガス通路４８が連結され、燃焼ガスの浄化を行うための脱硝装置５０、送風機３８から空気ダクト３７ａへ送気する空気と排ガス通路４８を送気する排ガスとの間で熱交換を行うエアヒータ４９、煤塵処理装置５１、誘引送風機５２などが設けられ、下流端部に煙突５３が設けられている。なお、脱硝装置５０は排ガス基準を満足できれば設けなくてもよい。

本実施形態の火炉１１は、微粉炭の搬送用空気（１次空気）及び風箱３６から火炉１１に投入される燃焼用空気（２次空気）による燃料過剰燃焼後、新たに燃焼用空気（アフタエア）を投入して燃料希薄燃焼を行わせる、所謂２段燃焼方式の火炉である。そのため、火炉１１にはアフタエアポート３９が備えられ、アフタエアポート３９に空気ダクト３７ｃの一端部が連結され、他端部は連結点３７ｄにおいて空気を供給する空気ダクト３７ａに連結される。なお、２段燃焼方式を採用しない場合、アフタエアポート３９は設けなくてもよい。

送風機３８から空気ダクト３７ａに送気された空気は、エアヒータ４９で燃焼ガスと熱交換により温められ、連結点３７ｄにおいて空気ダクト３７ｂを経由して風箱３６へ導かれる２次空気と、空気ダクト３７ｃを経由してアフタエアポート３９へと導かれるアフタエアとに分岐する。

図２は、ボイラ１の運転支援システム１０の概略説明図である。運転支援システム１０は、ボイラ１と、ボイラ１の運転支援装置１００と、ボイラ１の運転制御装置１２０とを含んで構成される。

運転支援装置１００は、ボイラ１のＣＯ_２排出量と発電コストの両方の観点から最適な燃料、運転条件及び炭素クレジットの組合せを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができることを目的とする。

運転支援装置１００は、データ取得部１１０、運転データ記憶部１１２、データ抽出部１１４、モデル構築部２２０、モデル記憶部２２２、演算部２３０、条件記憶部２３２、最適化部２４０、最適条件評価部２４２、出力部２５０、入力部２６０を含む。各部の機能は後述する。

図３は、運転支援装置１００のハードウェア構成を示す図である。運転支援装置１００は、プロセッサ３０１、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）３０２、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）３０３、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ Ｄｉｓｋ Ｄｒｉｖｅ）３０４、入力Ｉ／Ｆ３０５、出力Ｉ／Ｆ３０６、及び通信Ｉ／Ｆ３０７を含み、これらがバス３０８を介して互いに接続されたコンピュータを用いて構成される。プロセッサ３０１は、ＧＰＵ（Ｇｒａｐｈｉｃｓ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎ
ｉｔ）でもＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）でもよく、演算機能を実行するデバイスであれば種類を問わない。また、運転支援装置１００のハードウェア構成は上記に限定されず、制御回路と記憶装置との組み合わせにより構成されてもよい。運転支援装置１００は、運転支援装置１００の各機能を実現する運転支援プログラムをプロセッサ３０１が実行する、又は制御回路が演算することにより構成される。

入力Ｉ／Ｆ３０５には、マウス、キーボード、タッチパネル等の入力装置３１１が接続される。

出力Ｉ／Ｆ３０６には、ＬＣＤ等からなるディスプレイ３１２が接続される。

通信Ｉ／Ｆ３０７には、ボイラ１及び運転制御装置１２０のそれぞれが接続される。

図４は、ボイラ１の運転支援システム１０による燃料、運転条件、炭素クレジットの最適条件を選定し、その結果を評価した上で出力するまでの主な流れを示すフローチャートである。

＜Ｓ１：モデル構築ステップ＞
運転支援装置１００のモデル構築部２２０は、ボイラ１の操作端に設定する操作端パラメータ（運転条件の一つ）、ボイラ１の燃料の性状及びその価格を含む燃料パラメータ（燃料性状は運転条件の一つとなる）を入力パラメータ（回帰モデルでは説明変数）に追加して、プロセス値をモデル化する、すなわちプロセス値の予測モデルを構築する（Ｓ１）。構築された予測モデルは、モデル記憶部２２２に記憶される。図５は、運転データの取得から予測モデル構築までの処理の詳細を示すフローチャートである。

データ取得部１１０は、ボイラ１から運転データを取得し、運転データ記憶部１１２に記憶する（Ｓ１０１）。データ取得部１１０は、各センサ１，２，・・・，Ｍが実運転中に計測した実プロセス値と、運転制御装置１２０が各操作端１，２，・・・，Ｎの其々に設定した操作端パラメータ（操作端設定値）、及び燃料パラメータ（複数の燃料を混焼する場合は各燃料の性状パラメータと混焼率、価格）を取得し、プロセス値、操作端パラメータ及び燃料パラメータを関連付けた運転データを生成し、運転データ記憶部１１２に記憶する。

上記プロセス値には、例えば火力発電プラントから排出されるガスに含まれるＣＯ_２排出量（実ＣＯ_２排出量）と、火力発電プラントで発電するためのコスト（実発電コスト）が含まれる。なお、ＣＯ_２排出量を計測するセンサがない場合は、実ＣＯ_２排出量は、種々のプロセス値（石炭消費量等）を組合せて演算して求める。実発電コストも同様である。

データ取得部１１０は、操作端パラメータ及び実プロセス値の其々に時刻情報を付加して時系列データからなる運転データを生成してもよい。

本実施形態で取得された運転データは、予測モデル１～２を構築するための教師データとなる。教師データは、実プロセス値及びそれが得られた際の運転条件（操作端パラメータ及び混焼率、燃料性状）に限らず、ボイラ１を解析して得られた計算値を用いてもよい。

データ抽出部１１４による前処理が実行される（Ｓ１０２）。データ抽出部１１４は、運転データ記憶部１１２に既述された運転データを読み出し、欠損データは線形補間することで補う。また、運転データから操作端パラメータの設定値を含む運転条件を読み込み、整定データを抽出する。

この際、実際にセンサ１，２，・・・，Ｍにより計測して得られた実プロセス値を用いて、ボイラ１には実装されていないセンサの値を計算し、計測値からなるソフトセンサ値をデータ取得部１１０に出力してもよい。

モデル構築部２２０は、データ抽出部１１４が抽出した整定データを取得して学習データを生成し（Ｓ１０３）、学習条件を設定する（Ｓ１０４）。

モデル構築部２２０は、説明変数・目的変数や目標誤差など予め設定された条件に基づき予測モデルを作成する。

図６は、モデル構築部２２０が作成する予測モデルの例を示し、更にその予測モデルを用いて演算部２３０での演算内容を説明する図である。モデル構築部２２０は、図６に示すプロセス値のそれぞれに対応する予測モデル１、２を構築する。具体的には、モデル構築部２２０は、操作端１～Ｍに設定される制御値（操作端パラメータ）及び燃料の性状（燃料の混焼率を含む）を入力パラメータとし、その入力パラメータをボイラ１に設定して実運転して得られた各プロセス値（実測値）、又は前記入力パラメータを用いて演算で得られたプロセス値（演算値）を出力パラメータとする教師データを用いて、複数のプロセス値にそれぞれ対応した予測モデルを機械学習し予測モデル１、２を構築する。なお、入力パラメータには、運転パラメータ（運転負荷など）、その他大気条件などのパラメータを含んでいても良い。

モデル構築部２２０は、回帰モデルを用いて予測モデル１、２を構築する場合は、予測モデル１であれば、上記入力パラメータを説明変数とし、実ＣＯ_２排出量を目的変数として回帰モデルを機械学習させる。同様に、予測モデル２は、予測モデル１と同様の説明変数を用い、実発電コストを目的変数として回帰モデルを機械学習させる。構築されたこれらの予測モデル１、２はモデル記憶部２２２に記憶される。本例では２つの予測モデル１、２を構築したが、他のプロセス値の予測モデルを追加して構築してもよい。また、実ＣＯ_２排出量、実発電コストは予測モデル１，２から直接求められるとしたが、複数の予測モデルから予測されるプロセス値を組合せて実ＣＯ_２排出量、実発電コストを計算して求めてもよい。

＜Ｓ２：入力ステップ＞
入力部２６０では、入力装置３１１で入力された、火力発電プラントの燃料の性状及び価格を含む燃料パラメータと、炭素クレジット情報（価格、ＣＯ_２オフセット量）を読み込む。また、火力発電プラントのＣＯ_２排出量又は発電コストのターゲット値を読み込んでもよい。更に、予測モデル１，２に入力する操作端パラメータも入力装置３１１から入力される。

読み込んだ情報は、条件記憶部２３２へ送付され、記憶される。

＜Ｓ３：演算ステップ＞
演算部２３０で、火力発電プラントの燃料パラメータ、運転条件（操作端パラメータ）及び炭素クレジット（ＣＯ_２オフセット量、価格）に関して、取り得る選択肢を条件記憶部２３２から読み込む。本実施形態では、操作端パラメータは条件記憶部２３２に記憶されているとして説明しているが、条件記憶部２３２に記憶せずに、運転データ記憶部２２３から演算部２３０が読み込んでもよい。

更に図６に示す通り、演算部２３０で、火力発電プラントの燃料パラメータ、運転条件（操作端パラメータ）及び炭素クレジット（ＣＯ_２オフセット量、価格）の組合せを変化させて、それぞれの組合せにおける実ＣＯ_２排出量と、当該実ＣＯ_２排出量から炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量と、燃料の価格を考慮した実発電コストと、当該実発電コストに炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストと演算する。具体的には、演算部２３０は燃料パラメータ及び運転条件を変化させながら予測モデル１，２のそれぞれに入力し、実ＣＯ_２排出量及び実発電コストを複数算出する。更に演算部２３０は、実ＣＯ_２排出量及び実発電コストのそれぞれと少なくとも一つ以上の炭素クレジット情報とを組み合わせて正味ＣＯ_２排出量と正味発電コストとを下式（１）、（２）、（３）により演算する。

正味ＣＯ_２排出量（ｇ／ｋＷｈ）＝実ＣＯ_２排出量（ｇ／ｋＷｈ）－単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）・・・（１）
単位炭素クレジット価格（円／ｋＷｈ）＝単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）×ＣＯ_２オフセット単価（円／ｇ）・・・（２）
正味発電コスト（円／ｋＷｈ）＝実発電コスト（円／ｋＷｈ）＋単位炭素クレジット価格（円／ｋＷｈ）・・・（３）

ＣＯ_２排出量や発電コストは単位発電量ｋＷｈ当たりで表現するため、ＣＯ_２オフセット量（ｇ）や炭素ジレット価格（円）の単位をあわせる（ｋＷｈ当たりにする）必要がある。そこで、式（１）の通り、発電量当たりのＣＯ_２オフセット量である単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）を用いて、正味ＣＯ_２排出量（ｇ／ｋＷｈ）を求める。その上で、単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）にＣＯ_２オフセット単価（円／ｇ）を乗じて、発電量当たりに必要な炭素クレジット価格である単位炭素クレジット価格（円／ｋＷｈ）を求めておき（式（２）参照）、その値を用いて正味発電コスト（円／ｋＷｈ）を算出する（式（３）参照）。

なお、炭素クレジットの供給量（購入可能量）に制約がある場合、ＣＯ_２オフセット量（炭素クレジット購入量）に上限を設ける必要がある。その場合は式（４）に示す通り、単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）に、想定される期間の発電量（ｋＷｈ）を乗じて、ＣＯ_２オフセット量（炭素クレジット購入量）がこの値以上になるようにする。

ＣＯ_２オフセット量（炭素クレジット購入量）（ｇ）≧単位ＣＯ_２オフセット量（ｇ／ｋＷｈ）×発電量（ｋＷｈ）・・・（４）

＜Ｓ４：最適化ステップ＞
最適化部２４０で、正味ＣＯ_２排出量及び正味発電コストが所定の条件を満たす燃料、運転条件及び炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する。

図７を用いて上記演算内容を説明する。図７は、最適化部、最適条件評価部での演算内容を示す概要図である。

まず、演算部２３０での複数の演算結果を、正味ＣＯ_２排出量及び正味発電コストの２軸でプロットする。図７中の白丸が演算結果に該当し、全体として右肩下がりにプロットされていることが分かる。このうち、同じ正味ＣＯ_２排出量（又は正味発電コスト）であれば、より正味発電コスト（又は正味ＣＯ_２排出量）の低い方が好適である。よって、図７中の一点鎖線で囲まれた演算結果が最適条件の候補となる。この候補のうちから、予め定められた所定の選定条件を満たす最適条件を選定する。

最適条件を選択する所定の選定条件としては、例えば所定の正味ＣＯ_２排出量の範囲、又は所定の正味発電コストの範囲を設定する方法がある。更に、正味ＣＯ_２排出量及び正味運転コストの後述するベンチマークとの差分（及び他の評価指標）を合算した評価値が最大になる最適化をして、その探索点の中から最適条件を選ぶ、という方法もある。

なお、条件記憶部２３２に、ＣＯ_２排出量又は発電コストのターゲット値が記憶されている場合は、そのターゲット値を最適化部２４０で読み込んで、ターゲット値に合致する最適条件を選定する。例えば、発電コストのターゲット値Ｃ１が記憶されている場合は、正味発電コストがＣ１と一致する演算結果の中から最適条件Ｒ１を選定する。同じくＣＯ_２排出量のターゲット値Ｅ１が記憶されている場合は、正味ＣＯ_２排出量がＥ１と一致する演算結果の中から最適条件Ｒ２を選定する。

なお、図７では正味ＣＯ２排出量及び正味発電コストの２軸で最適条件を選定する例を説明したが、それ以外にも蒸気温度制御を行うスプレイ弁開度やガスパスダンパ開度などの制御操作端の裕度、伝熱管の表面温度（メタル温度）などの警報値に対する裕度を定量化し、これらも加味した最適条件のうち、上記の所定の選定条件を満たす最適条件を選定する方法であってもよい。

＜Ｓ５：最適条件評価ステップ＞
条件記憶部２３２にＣＯ_２排出量及び発電コストのベンチマーク値が記憶されている場合は、最適条件評価部２４２で当該ベンチマーク値を読み込んで、ベンチマーク値と、最適化ステップＳ４で選択された最適条件との優劣を評価する。

具体的には、図７において黒丸で示すベンチマーク値Ｂ１に対して、最適条件が図中左下の象限（Ｃ１とＥ１のラインで囲まれたＢ１より左下の領域）にあるかを確認し、あれば「優」と判断する。ベンチマーク値Ｂ１に対して、最適条件が図中右上の象限であれば「劣」と評価する。その他の象限にある場合は、「詳細確認要」と判断する。

＜出力ステップＳ６＞
最適化部２４０で選択された最適条件と、当該最適条件における実ＣＯ２排出量、正味ＣＯ２排出量、実発電コストと正味発電コストを、出力部２５０から出力装置（ディスプレイ３１２）へ出力する。また、火力発電所のオペレータの確認を経た上で、最適条件を運転制御装置１２０へ送信する。

図８は、出力画面の例である。出力画面では以下内容を出力する。
（１）選定条件：ターゲット値又はベンチマーク値がある場合は、その値を表示する。
（２）燃料条件：燃料の種類の大分類（種別）と詳細分類（産地等）及び複数の燃料を用いる場合はその混焼率を表示する。
（３）運転条件：操作端パラメータの種類の大分類と詳細分類及び設定値を表示する。
（４）炭素クレジット：炭素クレジットの提供者（購入元）とその種類（ＣＯ_２オフセットに関連する事業の種類、ロケーション等）、ＣＯ_２オフセット量、価格（購入価格又はＣＯ_２オフセット単価）を表示する。
（５）演算結果：（２）～（４）に示す最適条件で演算された、実発電コスト、正味発電コスト、実ＣＯ２排出量と正味ＣＯ２排出量を表示する。
（６）評価結果：ベンチマーク値がある場合は、ベンチマークとの対比結果を表示する。また、右下図の通り、最適条件での演算結果とベンチマーク値とを棒グラフで表示する。

＜ボイラでの検討例＞
ボイラ１に対する運転支援を検討した例について図９を用いて説明する。図９は、ＣＯ_２ネガティブ（オフセット）事業の経済価値及び環境価値の考え方について概要を纏めたものであり、上側がある燃料を使用した火力発電所における発電コスト、下側がある燃料を使用した火力発電所におけるＣＯ_２排出量を示している。石炭専焼（図中一番左）、バイオマス専焼（図左右中央）、ガス専焼（図中一番右）を比較すると、発電コストは、石炭＜ガス＜バイオマスの順で大きくなり、ＣＯ_２排出量はバイオマス＜ガス＜石炭で大きくなるのが一般的である。

ここで、バイオマス焚き火力の実発電コストから石炭焚き火力の発電コストを差し引いたものをカーボンネガティブコストＡ１、石炭火力の実ＣＯ_２排出量からバイオマス焚き火力の実ＣＯ_２排出量を差し引いたものをカーボンオフセット量Ｂ１とおいた時、ＣＯ_２ネガティブ事業とは、カーボンネガティブコストＡ１を元手に森林管理・育成、バイオマス炭化固定などのＣＯ_２を固定化手段により、カーボンオフセット量Ｂ１を創出する事業を指す。

もし、石炭焚き火力がＣＯ_２ネガティブ事業を利用し、石炭焚き火力の実発電コストにカーボンネガティブコストＡ１を加えた正味発電コスト（バイオマス焚き火力の実発電コストと同値）により、石炭火力実ＣＯ_２排出量からカーボンオフセット量Ｂ１を差し引いた正味ＣＯ_２排出量がバイオマス焚き火力の実ＣＯ_２排出量と同値であれば、石炭焚き火力＋ＣＯ_２ネガティブ事業とバイオマス焚き火力の経済価値、環境価値は等しいわけだから、発電方式としてＣＯ_２排出量の観点でも石炭火力は選択肢となる。

また同様に、ガス焚き火力の実発電コストから石炭焚き火力の実発電コストを差し引いたカーボンネガティブコストＡ２を元手にＣＯ_２ネガティブ事業により、石炭焚き火力のＣＯ_２排出量からガス焚き火力の実ＣＯ_２排出量を差し引いたカーボンオフセット量Ｂ２を創出できれば、石炭焚き火力＋ＣＯ_２ネガティブ事業とガス焚き火力の経済価値及び環境価値は等しくなるのである。

なお、本図は理解のために、カーボンネガティブコストＡ１、カーボンオフセット量Ｂ１を設定してあるが、カーボンネガティブコストＡ１によりＣＯ_２ネガティブ事業を実施した場合には、カーボンオフセット量Ｂ１に過不足が生じる可能性があることはいうまでもない。また、ＣＯ_２ネガティブ事業には前述した、森林育成・管理、バイオマス炭化の他に、木質材料、バイオエチレンなど様々な形態が考えられ、石炭焚き火力の発電事業者等が期待するカーボンオフセット量に応じて、多様な手段を選択することが可能である。

＜ビジネスモデル概要＞
運転支援装置１００を用いたビジネスモデルについて図１０を用いて説明する。図１０は、運転支援装置１００に炭素クレジット制度を考慮し、発電事業者に対して経済的な燃料の提案を行うサービスのビジネスモデルの説明図である。

まず、発電事業者から運転支援装置１００に低炭素運転の委託（信号）がなされる。ここでの信号とは、ＣＯ_２削減目標量、発電コスト上限額が該当する。

運転支援装置１００では低炭素運転の信号を受信すると、ゼロエミッション石炭の燃料情報（発熱量、価格、炭素クレジット）を取り込む。ここでゼロエミッション石炭は、通常の燃料価格に炭素クレジットが上乗せされた価格が設定されており、運転支援装置１００を導入している発電事業者が購入すると、炭素クレジットが運転支援装置１００に振り込まれるような仕組みになっている。ゆえに、ゼロエミッション石炭は、運転支援装置１００による炭素クレジット認証を予め受けた燃料となる。

また同時にバイオマス、カーボンニュートラル燃料などの燃料情報（発熱量、価格、混焼率）が運転支援装置１００にインプットされる。運転支援装置１００ではインプットされた情報に基づき、発電事業者が低炭素運転委託の時に提示したＣＯ_２削減目標あるいはＣＯ_２排出量上限を満足しつつ、発電コストを可能な限り低減できるような、ゼロエミッション石炭の購入量、混焼率を提示する。また、それでも不足する場合には、カーボンクレジット制度から不足分の炭素クレジットを購入するような解を算出する。なお、場合によっては、カーボンクレジット単価が安い場合は、ゼロエミッション石炭を購入せずカーボンクレジット制度で炭素クレジットを調達するような解となることもありえる。

演算が終わると、運転支援装置１００での最適化結果であるＣＯ_２排出量、発電コストに加え、ゼロエミッション石炭量購入量、様々な燃料購入量、カーボンクレジット制度からの炭素クレジット購入量が運転支援装置１００から発電事業者へ開示される。発電事業者がこれをコミットすれば、運転支援装置１００の提示通りに、ゼロエミッション石炭の購入、様々な燃料の購入、炭素クレジットの調達がなされる。運転支援装置１００では調達された燃料を運転支援装置１００で最適化した通りに運転し、日々のＣＯ_２排出量を正確にモニタリングし、カーボンクレジットの購入の代行を行う。

このような仕組みにより、発電事業者では、ＣＯ_２排出量が可視化でき、炭素クレジットを含めたＣＯ_２削減目標を達成し、発電コストも上限額を超えずに運用することが可能となる。

上記各実施形態に記載の内容は、例えば以下のように把握される。

（１）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
火力発電プラントの燃料の価格と、炭素クレジットの価格及びＣＯ_２オフセット量を含む炭素クレジット情報とを読み込む入力ステップと、
前記火力発電プラントの燃料、運転条件及び炭素クレジットの組合せを変化させて、それぞれの組合せにおける実ＣＯ_２排出量と、当該実ＣＯ２排出量から前記炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量と、前記燃料の価格を考慮した実発電コストと、当該実発電コストに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストとを演算する演算ステップと、
前記正味ＣＯ_２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化ステップと、
選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ_２排出量、前記正味ＣＯ_２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力ステップと、
を含む火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（１）の態様によれば、ＣＯ２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる。

（２）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
火力発電プラントの燃料の価格及び前記燃料の性状を示す少なくとも一つ以上の燃料パラメータと、前記火力発電プラントの少なくとも一つ以上の運転条件と、ＣＯ_２オフセット量及び炭素クレジットの価格を含む少なくとも一つ以上の炭素クレジット情報とを読み込む入力ステップと、
前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実ＣＯ_２排出量の予測値を算出する第１予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実ＣＯ_２排出量の予測値を複数算出し、これら複数の実ＣＯ_２排出量の予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実ＣＯ_２排出量の予測値のそれぞれから前記炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量を演算すると共に、前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実発電コストの予測値を算出する第２予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実発電コストの予測値を複数算出し、これら複数の実発電コストの予想値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実発電コストの予測値のそれぞれに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストを演算する演算ステップと、
前記正味ＣＯ_２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化ステップと、
選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ_２排出量、前記正味ＣＯ_２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力ステップと、
を含む火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（２）の態様によれば、予測モデルを用いたＡＩ予測により、ＣＯ２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる。

（３）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
前記入力ステップでは、更に前記火力発電プラントのＣＯ_２排出量又は発電コストのターゲット値を読込み、
前記最適化ステップでは、前記所定の選択条件として、前記ターゲット値が前記正味ＣＯ_２排出量に対するターゲット値の場合は、前記正味ＣＯ_２排出量が前記ターゲット値と一致する前記最適条件を選択する条件を用い、前記ターゲット値が前記正味発電コストに対するターゲット値の場合は、前記正味発電コストが前記ターゲット値と一致する前記最適条件を選択する条件を用いる、上記（１）、（２）の態様に記載の火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（３）の態様によれば、火力発電プラントの運営事業者等のニーズに応じて、ＣＯ_２排出量又は発電コストのターゲット値にあった最適条件を提示できる。

（４）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
前記入力ステップでは、更に火力発電プラントのＣＯ２排出量及び発電コストのベンチマーク値を読込み、
前記ベンチマーク値を用いて、前記最適化ステップで選択された前記最適条件の優劣を評価する最適条件評価ステップを更に備える、
上記（１）から（３）の態様に記載の火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（４）の態様によれば、ベンチマーク値との対比により最適条件の採用判断が容易となる。

（５）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
前記ターゲット値は、他の燃料や発電手段での実績に基づき設定された値である、
上記（３）の態様に記載の火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（５）の態様によれば、他の燃料や発電手段の実績と対比して、最適条件を評価できる。

（６）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
前記ベンチマーク値は、他の燃料や発電手段での実績に基づき設定された値である、
上記（４）の態様に記載の火力発電プラントの運転支援方法である。

上記（６）の態様によれば、他の燃料や発電手段の実績と対比して、最適条件を評価できる。

（７）一態様に係る火力発電所の運転支援方法は、
前記炭素クレジットは、森林を管理、育成し、伐採後の木材を用いて炭素固定量を増加させることでＣＯ_２オフセットするものが含まれる、
上記（１）から（６）の態様に記載の運転支援方法である。

上記（７）の態様によれば、森林管理、育成を通じてＣＯ_２オフセットができる費用対効果の高い炭素クレジットが購入できると共に、林業再生にも貢献できる。

（８）一態様に係る火力発電所の運転支援装置は、
火力発電プラントの燃料の価格及び前記燃料の性状を示す少なくとも一つ以上の燃料パラメータと、前記火力発電プラントの少なくとも一つ以上の運転条件と、前記燃料の価格に含まれている又は追加購入可能な少なくとも一つ以上の炭素クレジット情報であって、炭素クレジットの価格及びＣＯ_２オフセット量を含む炭素クレジット情報とを読込む入力部と、
前記燃料パラメータ、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せを変化させて、それぞれの組合せにおける実ＣＯ２排出量と、当該実ＣＯ２排出量から前記炭素クレジットによるＣＯ２オフセット量を引いた正味ＣＯ２排出量と、前記燃料の価格を考慮した実発電コストと、当該実発電コストに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストとを演算する演算部と、
前記正味ＣＯ２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化部と、
選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ２排出量、前記正味ＣＯ２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力部と、
を備えた火力発電プラントの運転支援装置である。

上記（８）の態様によれば、ＣＯ２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる。

（９）一態様に係る火力発電所の運転支援装置は、
前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実ＣＯ_２排出量の予測値を算出する第１予測モデル、及び前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実発電コストの予測値を算出する第２予測モデルを記憶するモデル記憶部を更に備え、
前記演算部は、
前記第１予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実ＣＯ_２排出量の予測値を複数算出し、これら複数の実ＣＯ_２排出量の予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実ＣＯ_２排出量の予測値のそれぞれから前記炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量を演算すると共に、
前記第２予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実発電コストの予測値を複数算出し、これら複数の実発電コストの予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実発電コストの予測値のそれぞれに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストを演算する、
上記（８）の態様に記載の火力発電プラントの運転支援装置である。

上記（９）の態様によれば、予測モデルを用いたＡＩ予測により、ＣＯ２排出量と発電コストの両方の観点から最適な炭素クレジットを選定し、選定された炭素クレジットの費用対効果を容易に評価することができる。

上記実施形態は本発明を限定するものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲での様々な変更態様がある。例えばＣＯ_２発生量と発電コストの２つの観点で条件を満たすように選定した最適条件が、必ずしもプラント全体の安定安全運転を維持できるとは限らない。そこで、過熱器スプレイ弁開度のような制御操作端の裕度やメタル温度などの監視対象のプロセス値が管理値を超過しない範囲を制約とした最適条件を選ぶ必要がある。本発明では、上記の制約条件を含めた多面的な視点で評価した最適条件を導出することができる。

１０ ：運転支援システム
１１ ：火炉
１２ ：燃焼装置
１３ ：煙道
２１～２５：燃焼バーナ
２６～３０：微粉炭供給管
３１～３５：粉砕機
３６ ：風箱
３７ａ～３７ｃ：空気ダクト
３７ｄ ：連結点
３８ ：送風機
３９ ：アフタエアポート
４８ ：排ガス通路
４９ ：エアヒータ
５０ ：脱硝装置
５１ ：煤塵処理装置
５２ ：誘引送風機
５３ ：煙突
６２ ：傾斜面
７０ ：炉底蒸発管
１００ ：運転支援装置
１１０ ：データ取得部
１１２ ：運転データ記憶部
１１４ ：データ抽出部
１２０ ：運転制御装置
２２０ ：モデル構築部
２２２ ：モデル記憶部
２３０ ：演算部
２３２ ：条件記憶部
２４０ ：最適化部
２４２ ：最適条件評価部
２５０ ：出力部
２６０ ：入力部
３０１ ：プロセッサ
３０５ ：入力Ｉ／Ｆ
３０６ ：出力Ｉ／Ｆ
３０７ ：通信Ｉ／Ｆ
３０８ ：バス
３１１ ：入力装置
３１２ ：ディスプレイ

Claims (7)

1. 火力発電プラントの燃料の価格及び前記燃料の性状を示す少なくとも一つ以上の燃料パラメータと、前記火力発電プラントの少なくとも一つ以上の運転条件と、ＣＯ_２オフセット量及び炭素クレジットの価格を含む少なくとも一つ以上の炭素クレジット情報とを読み込む入力ステップと、
   前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実ＣＯ_２排出量の予測値を算出する第１予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実ＣＯ_２排出量の予測値を複数算出し、これら複数の実ＣＯ_２排出量の予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実ＣＯ_２排出量の予測値のそれぞれから前記炭素クレジットによるＣＯ_２オフセット量を引いた正味ＣＯ_２排出量を演算すると共に、前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実発電コストの予測値を算出する第２予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実発電コストの予測値を複数算出し、これら複数の実発電コストの予想値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実発電コストの予測値のそれぞれに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストを演算する演算ステップと、
   前記正味ＣＯ_２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化ステップと、
   選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ_２排出量、前記正味ＣＯ_２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力ステップと、
   を含む火力発電プラントの運転支援方法。
2. 前記入力ステップでは、更に前記火力発電プラントのＣＯ_２排出量又は発電コストのターゲット値を読込み、
   前記最適化ステップでは、前記所定の選択条件として、前記ターゲット値が前記正味ＣＯ_２排出量に対するターゲット値の場合は、前記正味ＣＯ_２排出量が前記ターゲット値と一致する前記最適条件を選択する条件を用い、前記ターゲット値が前記正味発電コストに対するターゲット値の場合は、前記正味発電コストが前記ターゲット値と一致する前記最適条件を選択する条件を用いる、
   請求項１に記載の火力発電プラントの運転支援方法。
3. 前記入力ステップでは、更に火力発電プラントの前記正味ＣＯ_２排出量及び前記正味発電コストのベンチマーク値を読込み、
   前記ベンチマーク値を用いて、前記最適化ステップで選択された前記最適条件の優劣を評価する最適条件評価ステップを更に含む、
   請求項１又は２に記載の火力発電プラントの運転支援方法。
4. 前記ターゲット値は、他の燃料や発電手段での実績に基づき設定された値である、
   請求項２に記載の火力発電プラントの運転支援方法。
5. 前記ベンチマーク値は、他の燃料や発電手段での実績に基づき設定された値である、
   請求項３に記載の火力発電プラントの運転支援方法。
6. 前記炭素クレジット情報は、森林を管理、育成し、伐採後の木材を用いて炭素固定量を増加させることによるＣＯ_２オフセット量を含まれる、
   請求項１から５のいずれか一つに記載の火力発電プラントの運転支援方法。
7. 火力発電プラントの燃料の価格及び前記燃料の性状を示す少なくとも一つ以上の燃料パラメータと、前記火力発電プラントの少なくとも一つ以上の運転条件と、前記燃料の価格に含まれている又は追加購入可能な少なくとも一つ以上の炭素クレジット情報であって、炭素クレジットの価格及びＣＯ_２オフセット量を含む炭素クレジット情報とを読込む入力部と、
   前記燃料パラメータ、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せを変化させて、それぞれの組合せにおける実ＣＯ２排出量と、当該実ＣＯ２排出量から前記炭素クレジットによるＣＯ２オフセット量を引いた正味ＣＯ２排出量と、前記燃料の価格を考慮した実発電コストと、当該実発電コストに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストとを演算する演算部と、
   前記正味ＣＯ２排出量及び前記正味発電コストが所定の選択条件を満たす前記燃料、前記運転条件、及び前記炭素クレジットの組合せからなる最適条件を選択する最適化部と、
   選択された前記最適条件と、当該最適条件における前記実ＣＯ２排出量、前記正味ＣＯ２排出量、前記実発電コスト、及び前記正味発電コストと、を出力する出力部と、
   前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実ＣＯ _２ 排出量の予測値を算出する第１予測モデル、及び前記火力発電プラントを運転させたときに生じる実発電コストの予測値を算出する第２予測モデルを記憶するモデル記憶部を更に備え、
   前記演算部は、
   前記第１予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実ＣＯ _２ 排出量の予測値を複数算出し、これら複数の実ＣＯ _２ 排出量の予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実ＣＯ _２ 排出量の予測値のそれぞれから前記炭素クレジットによるＣＯ _２ オフセット量を引いた正味ＣＯ _２ 排出量を演算すると共に、
   前記第２予測モデルに前記燃料パラメータ及び前記運転条件を変化させて入力して実発電コストの予測値を複数算出し、これら複数の実発電コストの予測値と少なくとも一つ以上の炭素クレジットとの組合せに基づいて、前記実発電コストの予測値のそれぞれに前記炭素クレジットの価格を加算した正味発電コストを演算する、
   火力発電プラントの運転支援装置。

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