JP2006191748A - 集合型電力ネットワークシステム - Google Patents

Abstract

【課題】 分散電源導入の経済性をより向上させると共に、ローカルエリア内の需要家全体としての電力購入コストを低減すること。
【解決手段】 燃料電池システム、ガスエンジン、太陽光発電システムなどの分散電源を備える第１の需要家群Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇと、分散電源を備えない第２の需要家群Ｄ，Ｈとを含む所定のローカルエリアＬ内に存在する複数の需要家群において、需要家相互間における電力供給を可能とする共用電力系統８１が備えられている。共用電力系統８１と商用電力系統８０とは連係点Ｊで接続されており、電力制御装置９０により、各需要家Ａ〜Ｈに、共用電力系統８１を介して第１の需要家群に備えられている分散電源からの電力供給が可能とされていると共に、商用電力系統８０からの電力供給も可能とされている。
【選択図】 図１

Description

本発明は、所定のローカルエリア内に存在する電力需要家群、例えば特定地域内の戸建て住宅や集合住宅群、商店や小口事業所群等にあって、燃料電池システムや太陽光発電システム等の分散電源が備えられている需要家と、そのような分散電源を備えない需要家とが混在している場合において、当該ローカルエリア内に存在する電力需要家群内で前記分散電源が発生する発電電力を相互に融通できるようにした集合型電力ネットワークシステムに関するものである。

従来、例えばマンション等の集合住宅に対する電力の供給方式としては、図１１に示すように、電力事業者の商用電力供給源（発電所）８０Ｇから、商用電力系統８０を経由して各需要家Ａ〜Ｈが個別に供給を受ける方式が一般的である。つまり各需要家Ａ〜Ｈは、電力事業者と所謂「小口電力購入契約」を締結し、個別電力メータ８００Ａ〜８００Ｈを介して電力を個別に購入する方式である。

ところで、近年、一般家庭や小口事業所等において、燃料電池システムや太陽光発電システム等の自家発電設備（本明細書において、これらを「分散電源」という）が保有されるケースが増えている。図１１では、需要家Ａ，Ｂには固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）システム２０、需要家Ｃには固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）システム３０、需要家Ｅにはガスエンジン５０、需要家Ｆ，Ｇには太陽光発電（ＰＶ）システム６０が、それぞれ分散電源として備えられている例を示している。なお、需要家Ｄ，Ｈには分散電源は備えられておらず、需要家Ｄには一般ガス器具４０（及び一般電力負荷）が、需要家Ｈはオール電化の電力負荷７０が備えられている例を示している。

そして、例えば太陽光発電システム６０を備える需要家Ｆ，Ｇでは、発電された電力を専ら自家用として使用すると共に、余剰電力の売電並びに不足電力の購入は、商用電力系統８０に対して直接行う方式が採られている（例えば特許文献１）。一方、ＰＥＦＣシステム２０やＳＯＦＣシステム３０が導入されている需要家Ａ〜Ｃでは、不足電力の購入は商用電力系統８０から直接行うものの、いわゆる「逆潮流」が一般には許容されないことから、余剰電力が発生しないような運転制御を行うか、或いは発生した余剰電力をバッテリに蓄電したり電熱ヒータ等で熱（温水）に変換したりする方式が採られている。すなわち、たとえ需要家Ａ〜Ｈが同一集合住宅内や地域的に密着したエリア（住居地区、商店街、或いは工業団地等）などの所定のローカルエリアに存在している場合でも、需要家Ａ〜Ｈ相互間で連係が取られることはなく、各需要家において個別に余剰電力及び不足電力の処理が行われているのが実情である。
特開２００４−１２３７６号公報

電力負荷や暖房・給湯などの熱負荷は時々刻々と変移するものであり、特に一般家庭などの小口需要家では時間的な変動が大きくなる。とりわけ電力負荷については、家庭内の電気器具類は頻繁に起動停止されることから、秒単位の短い時間で大きく変動することとなる。図１２は、一戸建の一般住宅における電気負荷を秒単位で測定した電力負荷変動状態を示している。図示する通り、一戸建住宅では、絶えず大きな電力負荷変動が生じており、この測定例では最低負荷は３００Ｗ程度で、最高負荷は３０００Ｗ程度であって、最大１０倍の変動がある。

しかし、各需要家に備えられている分散電源が、このような負荷変動に追従するのは困難である。例えば太陽光発電や風力発電では、本来的に発電電力を制御することができない。また燃料電池についても、改質装置を持つタイプの家庭用燃料電池の負荷追従性能は１０％／分程度が限界であり、上述のような瞬時の負荷変動に追従して運用させることはできない。このため、常時余剰電力や不足電力が発生し、分散電源の経済性が損なわれるケースが生じ得る。また、不足電力対応として、各需要家は商用電力系統と系統連系を行い、急激な負荷変化分は商用電力系統からの供給を受けるよう電力事業者と個別受電契約を締結する必要があるが、かかる契約は通常小口受電契約となるため比較的割高感は否めない。

従って本発明は、分散電源を備える需要家毎に余剰電力及び不足電力の処理を行う場合の不都合を解消すべく、所定のローカルエリア内に存在する需要家を「点」ではなく、分散電源を備えない需要家も含めた「面」で捉えるようにし、分散電源導入の経済性をより向上させると共に、ローカルエリア内の需要家全体としての電力購入コストを低減することができる集合型電力ネットワークシステムを提供することを目的とする。

本発明の請求項１にかかる集合型電力ネットワークシステムは、分散電源を備える第１の需要家群と、分散電源を備えない第２の需要家群とを含む所定のローカルエリア内に存在する複数の需要家群において、需要家相互間における電力供給を可能とする共用電力系統と、前記共用電力系統と商用電力系統との連係点とを備え、前記ローカルエリア内の各需要家に、前記共用電力系統を介して前記第１の需要家群の各需要家に備えられている分散電源からの電力供給が可能とされていると共に、前記商用電力系統並びに前記連係点を介して商用電源からの電力供給が可能とされていることを特徴とする。

本発明は、個別の需要家で見ると図１２に示すように電力負荷変動は大きいものの、（所定のローカルエリア内に存在する）複数需要家単位で見ると、電力負荷変動はかなり抑制されるという事実を端緒としてなされたものである。図１３は、集合住宅全体で測定した電力負荷変動状態である。この場合、図１２の一戸建住宅の場合に比べて負荷変化曲線は平滑化されており、この測定例では最低負荷は８０００Ｗ程度で、最高負荷は３００００Ｗ程度であって、約３．８倍の変動幅に収まっている。これは、集合住宅では多様な家庭が集合しているために、電力・熱負荷が全体としてみれば平準化されるからである。

従って、共用電力系統によりローカルエリア内に存在する複数の需要家群を、分散電源を備えない第２の需要家群も含めてネットワーク化することで、比較的電力負荷変動が少ない負荷ユニットが構築できるようになる。そして、分散電源を備える第１の需要家群の各需要家において発生する余剰電力を、前記共用電力系統を介して他の需要家へ融通できるようになるので、余剰電力を有効活用できると共に、商用電力の購入量を抑制できるようになる。また分散電源を備えない第２の需要家群も、負荷平準化に貢献すると共に、余剰電力という通常安価に購入できる電力の供給を受けることができるというメリットがある。

さらに、前記共用電力系統は商用電力系統との連係点を有し、この連係点を介して商用電源からローカルエリア内の各需要家へ電力供給が可能とされていることから、前記連係点を介して一括的に電力事業者から電力を購入することが可能となる。従って、ローカルエリア内における全需要家の電力需要総量のうち、分散電源の余剰電力の融通では賄いきれない電力のみを、前記連係点からローカルエリア単位で購入するというような運用が可能となる。

請求項２にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項１において、共用電力系統に、前記第１の需要家群に備えられている分散電源により発電される電力及び／又は商用電源から供給される電力を蓄電する蓄電器設備が接続されていることを特徴とする。この構成によれば、分散電源の余剰電力や商用電力系統からの深夜電力等を蓄電器設備に蓄電させることが可能となる。また、蓄電器設備から適宜共用電力系統に対して電力供給が可能となるので、電力需要の細かな変動、分散電源による発生電圧の変動に対する補償が行えるようになる。

請求項３にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項１において、前記第１の需要家群及び／又は第２の需要家群にガスを燃料源とするガス機器が備えられている場合において、一括的に商用ガス供給源からガス供給を受けて前記ガス機器を備える需要家へ共用ガス系統を介して個別にガスを供給する集中型燃料ガス供給装置を設けたことを特徴とする。この構成によれば、商用ガス供給源から、都市ガス等の原料ガスが集中型燃料ガス供給装置に供給され、該集中型燃料ガス供給装置から共用ガス系統を介して所定のガス機器が備えられている需要家へ燃料ガスが個別に供給されるようになる。ここでのガス機器としては、一般ガス器具の他、ガスを燃料源として動作する分散電源である燃料電池システムやガスエンジン等も含まれる。

請求項４にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項１〜３のいずれかにおいて、前記需要家群における電力需要総量に応じて前記分散電源による発電総量を制御するための共用電力監視部を備え、前記共用電力監視部は、前記ローカルエリア内に存在する需要家群における電力需要総量を監視する需要総量監視部と、前記第１の需要家群における発電総量を監視する発電総量監視部と、前記電力需要総量と発電総量とを比較して、発電総量が電力需要総量を超過しないよう発電総量を制御する制御信号を発生する比較制御部とを具備することを特徴とする。この構成によれば、前記比較制御部により第１の需要家群における発電総量が規制されることとなるので、発電総量が電力需要総量を超過して共用電力系統において余剰電力が発生することが抑止される。

請求項５にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項４において、前記第１の需要家群に備えられている分散電源が、発電電力が制御可能な第１の分散電源と、発電電力が制御不能な第２の分散電源とに区別される場合において、前記比較制御部が、前記第２の分散電源の発電電力量を制御する制御信号を発生するよう構成されていることを特徴とする。ここで、発電電力が制御可能な第１の分散電源とは、例えば燃料電池やガスエンジンなどの分散電源を言う。また、発電電力が制御不能な第２の分散電源とは、例えば太陽光発電システムや風力発電システムである。この構成によれば、前記第１の分散電源の出力制御を適切に行うことで、共用電力系統において余剰電力が発生しないようにすることができる。

請求項６にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項１〜５のいずれかにおいて、前記第１の需要家群における各分散電源の出力を前記共用電力系統に接続してなり、前記第１の需要家群の各需要家において発生された発電電力が、一旦全て前記共用電力系統に供給されるよう構成したことを特徴とする。この構成によれば、例えば分散電源として給湯設備を付随させた燃料電池システムを導入している場合において、余剰電力を考慮することなく、当該需要家における熱需要に応じた運転を行い、必要な電力は共用電力系統から購入するといった運用が行えるようになる。

請求項７にかかる集合型電力ネットワークシステムは、請求項１〜５のいずれかにおいて、前記第１の需要家群における各分散電源の出力を前記共用電力系統に接続してなり、前記第１の需要家群の各需要家において発生された発電電力のうち、当該需要家で消費されなかった余剰分が前記共用電力系統に供給されるよう構成したことを特徴とする。この構成によれば、需要家毎の電力料金の算定・管理が比較的容易になる。すなわち、余剰分として共用電力系統に供給した分、つまり当該需要家の分散電源が共用電力系統における電力需要（当該需要家での使用量を除く電力需要）に対して貢献した分が明確になることから、売電分の確定や不足電力の購入分との相殺が比較的容易に行えるようになる。

請求項８にかかる集合型電力ネットワークシステムは、分散電源を備える第１の需要家群と、分散電源を備えない第２の需要家群とを含む所定のローカルエリア内に存在する複数の需要家群において、需要家相互間における電力供給を可能とする共用電力系統と、前記ローカルエリア内に存在する各需要家と商用電力系統との個別連係点と、前記共用電力系統を介して前記第１の需要家群の各需要家に備えられている分散電源からの電力供給を可能とすると共に、前記個別連係点を介して商用電源からの電力供給を可能とする個別制御手段とを具備することを特徴とする。

この構成によれば、各需要家は、先ず共用電力系統から供給される電力を使用し、不足電力が生じるような場合に、前記個別連係点を介して需要家毎に商用電力系統から電力供給を受けるという運用を実行することが可能となる。

請求項１にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、分散電源で発電された電力（余剰電力）が、共用電力系統を介して所定のローカルエリア内に存在する需要家において有効活用できるようになる。特に、逆潮流できない燃料電池システム等の分散電源を備える需要家において、余剰電力の抑止対策が無用となり、その運転効率を向上させることができる。また、不足電力もローカルエリア単位で連係点から購入でき、価格的に有利な大口受電契約で電力事業者から電力を購入することが可能となることから、電力購入コストを低減できるという効果を奏する。

請求項２にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、分散電源の余剰電力を有効活用でき、また安価な深夜電力を活用できることから、共用電力系統における電力コストを抑制できるようになる。また、蓄電器設備により電力需要の細かな変動、分散電源による発生電圧の変動に対する補償が行えることから、共用電力系統の電力安定化を図ることができる。さらに、逆潮流が許容されていない分散電源が多く含まれている場合における逆潮流の防止、或いは昼間しか発電できない太陽光発電システムを有効に活用できる等のメリットがある。

請求項３にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、ローカルエリア単位で商用ガスを供給する都市ガス供給事業者等と大口ガス購入契約を締結することになるので、燃料ガス調達のコスト面で有利となる。

請求項４にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、発電総量が電力需要総量を超過して共用電力系統において余剰電力が発生することが抑止されるので、ローカルエリア単位で見たときの無駄の発生を未然に防止することができる。

請求項５にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、発電電力が制御可能な第１の分散電源の出力制御を適切に行うことで、共用電力系統における余剰電力の発生が抑止され、ローカルエリア単位で見たときの効率を向上させることができる。

請求項６にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、例えば燃料電池システムを導入している需要家において、熱負荷に追従させて自在に運転することが可能となることから、燃料電池システム導入のメリットが一層顕在化するようになる。

請求項７にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、売電分の確定や不足電力の購入分との相殺が比較的容易に行えることから、集合型電力ネットワークシステムの運用を比較的簡素化できるようになる。

請求項８にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、商用電力系統との個別連係点を有しているので、各需要家における不足電力の購入分は個別に明確化され、ローカルエリア内において不足電力の購入量を按分して清算する過程が不要となり、決済システムを簡略化できる。

以下、本発明の実施形態につき、図面に基づいて詳細に説明するが、本発明は下記の実施の形態に何ら限定されるものではなく、適宜変更して実施することが可能である。
（第１実施形態）
図１は、本発明にかかる集合型電力ネットワークシステムの基本構成を示すブロック図である。ここで需要家Ａ〜Ｈは、所定のローカルエリアＬに存在する複数の小口需要家、例えば集合住宅の各家庭、所定の地区内の一戸建住宅、或いは小規模な業務用の需要家である。需要家Ａ，Ｂには固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）システム２０が、需要家Ｃには固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）システム３０が、需要家Ｅにはガスエンジン５０が、需要家Ｆ，Ｇには太陽光発電（ＰＶ）システム６０が、それぞれ分散電源として備えられている。すなわち、需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇは、各々分散電源が備えられた第１の需要家群である。

一方、需要家Ｄ，Ｈには分散電源は備えられておらず、需要家Ｄには一般ガス器具４０（及び一般電力負荷）が、需要家Ｈはオール電化の電力負荷７０が備えられている。すなわち需要家Ｄ，Ｈは、各々分散電源を備えない第２の需要家群である。なお、図示は省略しているが、第１の需要家群である需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇにも、一般ガス器具や一般電力負荷が設置されている。

当該ローカルエリアＬにおける需要家Ａ〜Ｈに対する電力及び燃料ガス（都市ガス）の供給系統について説明する。当該集合型電力ネットワークシステムにおいては、商用電力供給源８０ＧからローカルエリアＬ内に存在する各需要家Ａ〜Ｈへの受電系統を一元化すると共に、各需要家Ａ〜Ｈへの電力供給系統を相互接続する共用電力系統８１を設けた点に特徴を有している。これに加え、燃料ガスの供給系統についても、複数の需要家に向けた共用ガス系統１２が備えられている。

先ず燃料ガスの供給系統については、ガスを燃料源として動作する分散電源であるＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０、ガスエンジン５０を備える需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ、並びに所定の一般ガス器具４０を備える需要家Ｄに対して、一括的に商用ガス供給源１０Ｇからガスを購入して各々ガス供給する構成が採用されている。すなわち、商用ガス供給源１０Ｇから、商用ガス供給系統１０並びに共用ガスメータ１０Ｍを経て都市ガス等の原料ガスが集中型燃料ガス供給装置１１に供給され、該集中型燃料ガス供給装置１１から共用ガス系統１２を介して需要家Ａ〜Ｅへ燃料ガスが個別に供給されるような系統とされている。なお需要家Ａ〜Ｅには、個別ガスメータ１３Ａ〜１３Ｅが備えられており、共用ガス系統１２から供給されるガス量が、需要家Ａ〜Ｅ別に計量されるようになっている。

一方、需要家Ｆ，Ｇについては、前記共用ガス系統１２には接続されておらず、図略の個別ガス系統により商用ガス供給源１０Ｇからガス供給を受けることとなる。勿論、需要家Ｆ，Ｇも共用ガス系統１２に接続するようにしても良い。なお、オール電化の電力負荷７０を備える需要家Ｈについては、全ての負荷が電力で賄われることから、ガス供給は不要である。

このような構成によれば、集中型燃料ガス供給装置１０の上流側に共用ガスメータ１０Ｍが設置され、ローカルエリアＬ内に存在する各需要家Ａ〜Ｅにおいて使用されるガス量が包括的に計測される構成、つまり所定のローカルエリアＬ単位で商用ガスを供給する都市ガス供給事業者等と大口ガス購入契約を締結することになるので、燃料ガス調達のコスト面で有利となる。なお、上記の通り各需要家Ａ〜Ｅで使用されたガス量は、各個別ガスメータ１３Ａ〜１３Ｅにて計測されるので、各需要家Ａ〜Ｅにおいて使用された燃料ガス量に応じて、ガス料金の負担分決定が可能となる。

次に電力の供給系統については、先ず共用電力系統８１により需要家相互間における電力供給が可能とされ、ローカルエリアＬ内において個々の需要家が備える分散電源からある程度の電力を調達できるようになっている。さらに、前記共用電力系統８１には、商用電力系統８０との連係点Ｊが設けられており、前記商用電力系統８０並びに前記連係点Ｊを通して、商用電力供給源８０Ｇから共用電力系統８１へ（つまり各需要家Ａ〜Ｅへ）電力供給が可能とされている。すなわち、各需要家Ａ〜Ｅは、ローカルエリアＬの分散電源を活用する供給系統と、商用電力の供給を受ける供給系統との二重の電力供給系統を備えていることになる。これにより、共用電力系統８１において分散電源による電力が不足した場合、前記連係点Ｊを介して瞬時に商用電力系統から商用電力が供給される構成とされている。

ここで商用電力の供給系統については、経済性を考慮して商用電力を供給する電力供給事業者等と大口電力購入契約を締結するものとし、商用電力系統８０に対してローカルエリアＬ全体を受電対象とする一つの共用電力メータ８０Ｍを設置し、該共用電力メータ８０Ｍから共用電力系統８１を介して商用電力供給源８０Ｇから各需要家Ａ〜Ｈに対して電力を供給する構成とされている。そして共用電力系統８１において、各需要家Ａ〜Ｈに対し、それぞれ個別電力メータ８２Ａ〜８２Ｈが取り付けられている。すなわち、各需要家Ａ〜Ｈの電気機器で使用された電力量は、各個別電力メータ８２Ａ〜８２Ｈにて計測されることになる。

上記共用電力系統８１に対して、第１の需要家が備える分散電源の発電電力がそれぞれ供給可能とされている。すなわち、需要家Ａ，Ｂに設置されているＰＥＦＣシステム２０、需要家Ｃに設置されているＳＯＦＣシステム３０、需要家Ｅに設置されているガスエンジン５０、及び需要家Ｆ，Ｇに設置されている太陽光発電システム６０の発電出力が、それぞれ共用電力系統８１と接続されている。これにより、第１の需要家の分散電源で発電された電力が、共用電力系統８１を介してローカルエリアＬ内の他の需要家へ供給され得る構成とされている。さらに、商用電力を供給する電力事業者との契約によっては、前記連係点Ｊを介して、前記分散電源による発電電力を商用電力系統８０へ逆潮流させる（いわゆる売電）ことも可能とされている。

共用電力系統８１と共用電力メータ８０Ｍとの間には電力制御装置９０（制御手段）が介在されている。電力制御装置９０は、商用電力供給源８０Ｇからの受電制御や、各需要家Ａ〜Ｈに対する配電制御等を行うものである。

現状では、自家発電電力の売電は、太陽光発電や風力発電等を除き許容されていない。従って、図１に示す実施形態では、需要家Ａ，ＢのＰＥＦＣシステム２０、需要家ＣのＳＯＦＣシステム３０等で発電された電力は、商用電力供給系統８１に逆潮流できない。それゆえ、各燃料電池システムの制御部（図示せず）において、その需要家の電力及び熱負荷需要を予測して余剰電力が発生しないように発電出力を指令して運転する必要があり、場合によっては熱需要に十分対応できない場合もあった。しかし、本実施形態のように共用電力系統８１に対して、各需要家が備える燃料電池システムの発電電力を供給可能とすることで、例えば余剰電力を共用電力系統８１に送り出し、この余剰電力を他の需要家が使用するといった運用が可能となる。これにより、熱需要に応じて燃料電池システムを運転し、余剰電力が生じた場合は共用電力系統８１に流せば良く、燃料電池システムの利便性が一段と向上する。

上記構成において、共用電力系統８１に蓄電器設備を接続し、システムの経済化、電力供給の安定化を図る構成とすることが望ましい。図２は、図１に示した集合型電力ネットワークシステムに、蓄電器設備ＳＢを付加した構成を示すブロック図である。この蓄電器設備ＳＢとしては、例えばナトリウム硫黄電池、レドックスフロー電池、鉛電池等の蓄電池と、該蓄電池の充電放電制御を行う制御部とを備えたものを適用することができる。

前記蓄電器設備ＳＢに対する蓄電（充電）動作は、第１の需要家群に備えられている分散電源により発電される電力により、又は商用電力供給源８０Ｇから供給される電力により、或いは両者の電力により行われる構成とすることができる。そして蓄電器設備ＳＢの放電動作は、共用電力系統８１に対して行われる構成とすることができる。この構成によれば、分散電源の余剰電力や商用電力系統からの深夜電力等を蓄電器設備に蓄電させることが可能となる。また、蓄電器設備から適宜共用電力系統に対して電力供給（放電）が可能となるので、ローカルエリアＬ内における電力需要の細かな変動（図１３参照）、分散電源による発生電圧の変動に対する補償が行えるようになる。従って、分散電源の余剰電力の有効活用、安価な深夜電力の活用によって、共用電力系統８１における電力コストを抑制できると共に、共用電力系統８１の電力安定化を図ることができる等、集合型電力ネットワークシステムの利便性を一層向上できるようになる。

次に、第１の需要家群に備えられている各種分散電源について簡単に説明する。図３は、需要家Ａ，Ｂに備えられているＰＥＦＣシステム２０の構成例を示すブロック図である。このＰＥＦＣシステム２０は、ＰＥＦＣ電池スタック２１０、放熱器２２０、熱交換器２３０、貯湯槽２４０、送気装置２５０、インバータ２６０及び出力制御部２６２等で構成されている。ＰＥＦＣ電池スタック２１０は、燃料極２１１、空気極２１２、電解質２１３及び冷却板２１４から構成されている。前記燃料極２１１には、図１に示した集中型燃料ガス供給装置１１から共用ガス系統１２を介して、燃料ガスが供給される。実際には、図略の個別改質器及び一酸化炭素除去器等を経て、一酸化炭素濃度が１０〜１００ｐｐｍ以下にされた水素リッチな改質ガスが前記燃料極２１１に導入される。

その後、導入された改質ガス中の水素成分は、その大部分が燃料極２１１でイオン化され、該水素イオンは電解質２１３を通って空気極２１２へ移動される。該空気極２１２には、ブロワー２５１及び駆動モータ２５２からなる送気装置２５０から空気が導入されており、該空気中の酸素が取り込まれてイオン化される。そして、この酸素イオンと、燃料極２１１から移動されてくる水素イオンとが化学反応し、水が生成されると共に発電が為される。かかる化学反応により発生される電力は直流であることから、インバータ２６０にて直流−交流変換した上で、交流出力２６１として出力される。

前記交流出力２６１は、当該需要家内に存在する各種電力機器に対してその駆動電源として供給（宅内供給モード）されるか、或いは共用電力系統８１に対して他の需要家向けに供給（共用供給モード）される。出力制御部２６２は、前記宅内供給モード及び共用供給モードの切り替え動作を適宜行うもので、かかるモードの切り替え動作は、例えばＰＥＦＣシステム２０における余剰電力の発生度合いに応じてＰＥＦＣシステム２０の個別判定により実行される他、当該集合型電力ネットワークシステムに備えられている全体制御部から与えられる所定の負荷増減指令信号によっても実行されるよう構成されている。

ＰＥＦＣ電池スタック２１０内においては、上述の通り水素と酸素とが化学反応することから発熱が生じる。従って、ＰＥＦＣ電池スタック２１０が過加熱状態とならないよう冷却する必要があるが、この冷却の際の熱を回収して温水等を生成して熱の有効活用が図られる。図３に示す例では、ＰＥＦＣ電池スタック２１０の冷却板２１４を経由する冷却水の循環路２２２と放熱器２２０とを設け、ポンプ２２１で循環路２２２内に冷却水を循環させることで、電池スタックを一定温度に保つ（冷却する）構成とされている。

一方、上記循環路２２２は、熱交換器２３０も経由する配管経路とされており、熱交換器２３０に水道配管路２３１を介して導入される水道水に、冷却板２１４で吸熱した熱の一部（余剰熱）を授受するようになっている。このような熱交換動作により、熱交換器２３０内では６０℃程度の温水が生成される。かかる温水は出力配管路２３２を経て貯湯槽２４０へ送られて貯湯され、必要に応じて、台所や洗面所、風呂用（熱需要機器）に使用されるものである。

図４は、需要家Ｃに備えられているＳＯＦＣシステム３０の構成例を示すブロック図である。このＳＯＦＣシステム３０は、ＳＯＦＣ電池スタック３１０、高温水熱交換器３２０、低温水熱交換器３３０、燃焼室３４０、送気装置３５０、インバータ３６０及び出力制御部３６２等で構成されている。ＳＯＦＣ電池スタック３１０は、燃料極３１１、空気極３１２及び電解質３１３から構成されている。前記燃料極３１１には、集中型燃料ガス供給装置１０から共用ガス系統１２、図略の個別改質器等を経て、水素リッチな改質ガスが導入される。

その後、導入された改質ガス中の水素成分（及び一酸化炭素成分）は、その大部分が燃料極３１１において、空気極３１２から送られてくる酸素イオンと反応して電気を発生する。空気極３１２には、ブロワー３５１及び駆動モータ３５２からなる送気装置３５０から空気が導入されており、該空気中の酸素が取り込まれてイオン化される。かかる酸素イオンは、電解質３１３を通して燃料極３１１へ移動し、前述の通り水素成分（及び一酸化炭素成分）と化学反応し電気を発生する。同様に発生される電力は直流であることから、インバータ３６０にて直流−交流変換した上で、交流出力３６１として出力される。出力制御部３６２は、図３で示した出力制御部２６２と同様に、前記宅内供給モード及び共用供給モードの切り替え動作を適宜行うものである。

一般に、燃料極３１１での水素利用率は７０〜８０％で、残りは余剰として排出される（燃料極排ガス）。また、空気極３１２での空気中の酸素利用率は５０〜６０％で、残りは余剰として排出される（空気極排空気）。このような余剰エネルギーを活用すべく、前記燃料極排ガスと空気極排空気とは、ＳＯＦＣ電池スタック３１０の出口側に配置された燃焼室３４０に導入されて燃焼される。この燃焼により生じた熱は、ＳＯＦＣ電池スタック３１０の保温に利用される他、熱交換器により熱回収される。

すなわち、燃焼室３４０には排ガス回収管３４１が接続されており、この前記排ガス回収管３４１は、高温水熱交換器３２０及び低温水熱交換器３３０を経由する構成とされている。燃焼室３４０での燃焼反応により生じた高温燃焼排ガスは、前記排ガス回収管３４１を通して高温水熱交換器３２０及び低温水熱交換器３３０へ順次導かれ、高温水熱交換器３２０及び低温水熱交換器３３０へ水道配管路３３２を介して導入されている水道水に熱を授受するようになっている。このような熱授受動作により、高温水熱交換器３２０では約９０℃程度の高温水が生成され、低温水熱交換器３３０では６０℃程度の低温水が生成される。かかる高温水及び低温水は、それぞれ出力配管路３２１，３３１を経て、需要家内の熱需要機器に使用されるものである。

需要家Ｅに備えられているガスエンジン５０は、例えば都市ガス等を燃料ガスとしてガスタービンを回転させ発電を行うエンジンユニットと、該エンジンユニットの排熱を活用して温水等を生成する熱回収ユニットとを備える構成のものである。さらに、需要家Ｆ，Ｇに備えられている太陽光発電システム６０は、例えばルーフトップ型の太陽電池パネルを備える構成のものである。以上は分散電源の一例であり、本発明においては各種のパッケージ型発電装置や風力発電システムなども適用可能である。

続いて、本実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムの具体的な運用態様について説明する。当該集合型電力ネットワークシステムにおいては、例えば下記（１）〜（３）の運用形態を採ることができる。

（１）第１の需要家群である需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの分散電源（ＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０、ガスエンジン５０及び太陽光発電システム６０）で発電される電力を、全て一旦共用電力系統８１に送り、各需要家Ａ〜Ｈは共用電力系統８１から個別に使用する電力量を購入する。この場合、ローカルエリアＬ内に存在する各需要家Ａ〜Ｈは、需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇが保有している分散電源にて発電される電力を共用電力系統８１から受電すると共に、不足分を一括契約されている商用電力系統８０から受電することとなる。そして、後者の受電電力量は共用電力メータ８０Ｍにて計測され、また前者と後者を含めた個別受電電力量は、個別電力メータ８２Ａ〜８２Ｈにて計測される。なお、分散電源を保有している需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇについては、発電量メータも取り付け、共用電力系統８１に供給した電力量を計測して相殺させる運用とすることが望ましい。

このような運用形態によれば、例えば分散電源として、通常給湯設備等が付随されているＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０等の燃料電池システムを導入している需要家Ａ，Ｂ，Ｃにおいて、当該需要家における熱需要に応じた運転を行い、必要な電力は共用電力系統８１から購入する運用を取ることが可能となる。従って、余剰電力の発生を抑止するといった制御は不要となり、燃料電池システム導入のメリットを一層顕在化できるようになる。

（２）第１の需要家群である需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの各分散電源で発電される電力うち、各需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇで消費される電力を除いた余剰電力のみを共用電力系統８１に供給し、他の需要家は共用電力系統８１から使用する電力量を購入する。このような運用形態によれば、需要家毎の電力料金の算定・管理が比較的容易になる。すなわち、余剰分として共用電力系統８１に供給した分、つまり需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの分散電源が共用電力系統における電力需要（当該需要家での使用量を除く電力需要）に対して貢献した分が明確になることから、売電分の確定や不足電力の購入分との相殺が比較的容易に行えるようになる。

（３）第１の需要家群である需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの各分散電源で発電される電力のトータル余剰分を、共用電力系統８１及び連係点Ｊを介して売電すると共に、不足する電力は当該ローカルエリア内の需要家Ａ〜Ｈで一括購入する。これは、分散電源による発電電力の売電が可能であることを前提とした運用であり、この場合電力制御装置９０は、前記売電と受電との判定動作も行うことになる。

これら運用形態のうち、上記運用形態（１）、（２）について、具体的な装置構成例及び動作を説明する。図５は、上記運用形態（１）を実現するための構成を示すブロック図である。この例では、集合型電力ネットワークシステムに共用電力監視部９１を付設し、需要家群における電力需要総量に応じて前記分散電源による発電総量を制御する構成としている。この共用電力監視部９１は、需要総量監視部９１１、発電総量監視部９１２及び比較制御部９１３を備えている。

また図５では、需要家Ａの機能的構成の一例も示しており、この例では個別電力メータ８２Ａとしての電力使用メータＵｍ及び電力供給メータＧｍと、ＰＥＦＣシステムの出力（発電量）を制御する出力制御部２６２と、一般家電機器などからなる需要家内電力機器２７とを備えている例を示している。他の需要家も同様な機能構成を備えているが、分散電源を備えない第２の需要家群である需要家Ｄ，Ｈについては、電力使用メータＵｍのみが、個別電力メータ８２Ｄ，８２Ｈとして備えられている。また、システム駆動制御が実質的に行えない太陽光発電システム６０を備える需要家Ｆ，Ｇについては、出力制御部２６２に相当する機能部が備えられていない。

前記共用電力監視部９１の需要総量監視部９１１は、ローカルエリアＬ内に存在する需要家群における電力需要総量を監視する。すなわち、各需要家Ａ〜Ｈの電力使用メータＵｍの計量値が需要総量監視部９１１に入力され、これにより需要総量監視部９１１は需要家Ａ〜Ｈの電力機器において使用される電力量の総量を加算処理により把握する。

発電総量監視部９１２は、第１の需要家群における発電総量を監視する。すなわち、第１の需要家群の各需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇの発電量メータＧｍの計量値が発電総量監視部９１２に入力され、これにより発電総量監視部９１２は第１の需要家群において発電される電力量の総量を加算処理により把握する。

比較制御部９１３は、前記需要総量監視部９１１で求められる電力需要総量と、発電総量監視部９１２で求められる発電総量とを比較して、発電総量が電力需要総量を超過しないよう発電総量を制御する制御信号を発生する。この実施形態の場合、比較制御部９１３は需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ、つまり、発電電力の制御が可能な分散電源（第１の分散電源）であるＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０及びガスエンジン５０の各出力制御部（図５では出力制御部２６２）に、共用電力系統８１において余剰電力が生じないよう、出力を制御する制御信号（負荷増減指令）を出力する。なお、発電電力の制御が不能な分散電源（第２の分散電源）である太陽光発電システム６０へは、制御信号を出力しない。さらに比較制御部９１３は、必要に応じて蓄電器設備ＳＢに放電（或いは充電）指令を出力し、共用電力系統８１の電力安定化を図る制御を行う。

一方、例えば需要家Ａに備えられている出力制御部２６２は、前記比較制御部９１３から出力制御信号が与えられた場合に、その制御信号に応じてＰＥＦＣシステム２０に所定の駆動信号を出力する。例えば、発電総量が電力需要総量を超過することが予想される場合、比較制御部９１３からは「負荷減」とする指令信号が送信されるが、これを受けて出力制御部２６２からは、ＰＥＦＣシステム２０による発電電力を所定量抑制させるための駆動信号が出力される。また電力需要総量に対して発電総量が不足している場合は、比較制御部９１３からは「負荷増」とする指令信号が送信され、これを受けて出力制御部２６２からは、ＰＥＦＣシステム２０による発電電力を所定量増加させるための駆動信号が出力される。

この場合、出力制御部２６２は、上記の通り比較制御部９１３から与えられる負荷増減指令信号に忠実に応答してＰＥＦＣシステム２０（発電ユニット）の出力制御を行うようにしても良いが、例えば比較制御部９１３からは「負荷減」とする指令信号が送信された場合でも、需要家Ａにおける熱需要を満たすため、ＰＥＦＣシステム２０による発電電力を抑制せず、他の需要家における発電設備の出力をさらに低下させたり、或いは蓄電器設備ＳＢに蓄電させたりする制御を行うようにしても良い。

また、比較制御部９１３からは「負荷増」とする指令信号が送信された場合でも、ＰＥＦＣシステム２０（発電ユニット）に出力の余裕が有るか否か、さらには出力増加に伴う熱需要が当該需要家Ａにおいて過去の熱負荷パターン等に照らして期待できるかを判定した上で、所定の範囲で（発生される熱が無駄とならない範囲で）出力を増加させる制御を行うことが望ましい。このような制御が行われ、結果的に共用電力系統８１において電力が不足した場合でも、連係点Ｊを介して商用電力が供給される、或いは図５の例では蓄電器設備ＳＢから電力供給がなされることから、特に問題は生じない。

次に図６は、上記運用形態（２）を実現するための構成を示すブロック図である。この例でも、集合型電力ネットワークシステムに共用電力監視部９１を付設する点は先に図５に示した例と同様であるが、各需要家における機能構成が異なるものとなる。図６では、需要家Ａの機能的構成の一例を示しており、電力の受け入れ側と電力の出力側とで２段階の計測メータが取り付けられている例を示している。すなわち、電力の受け入れ側においては、共用電力系統８１から電力購入メータＵｍ１と電力使用メータＵｍ２とを介して、需要家内電力機器２７へ電力が供給される構成とされている。そして、電力購入メータＵｍ１及び電力使用メータＵｍ２双方の計量値が需要総量監視部９１１へ入力されるようになっている。

またＰＥＦＣシステム２０の発電電力は、発電量メータＧｍ１を経由して、需要家Ａの宅内へ供給されるルートＰ１と、共用電力系統８１へ電力を供給するルートＰ２との２ルートで供給可能とされている。そして前記ルートＰ１による電力は、電力使用メータＵｍ２を介して需要家内電力機器２７へ供給される。また前記ルートＰ２による電力は、電力供給メータＧｍ２を経由して共用電力系統８１へ供給される。前記発電量メータＧｍ１及び電力使用メータＵｍ２双方の計量値が発電総量監視部９１２へ入力されるようになっている。

このような構成とされているので、需要家Ａでは、第１次的にはＰＥＦＣシステム２０の発電電力を宅内で活用し、また不足電力が生じたときは共用電力系統８１から電力を購入し、逆に余剰電力が生じた場合は共用電力系統８１へ送電することが可能となる。そして、前記不足電力の購入分は電力購入メータＵｍ１により計量され、また前記余剰電力は電力供給メータＧｍ２で計量されると共に、電力購入メータＵｍ１と電力使用メータＵｍ２、並びに発電量メータＧｍ１と電力使用メータＵｍ２の各計量値から、需要総量と発電総量とが把握できるようになる。

この場合の出力制御部２６２は、需要家Ａ内の電力需要に応じてＰＥＦＣシステム２０（発電ユニット）の出力制御を行うようにしても良いが、ＰＥＦＣシステム２０に出力の余裕が有るか否か、さらには出力増加に伴う熱需要が当該需要家Ａにおいて過去の熱負荷パターン等に照らして期待できるかを判定した上で、所定の範囲で（発生される熱が無駄とならない範囲で）出力を増加させる制御を行うことが望ましい。これは比較制御部９１３からは「負荷増」とする指令信号が送信された場合でも同様である。このような制御が行われ、結果的に需要家Ａにおいて電力が不足した場合でも、共用電力系統８１から商用電力（或いはローカルエリアＬ内の融通電力）が供給される、若しくは蓄電器設備ＳＢから電力供給がなされることから、特に問題は生じない。

図５若しくは図６に示した共用電力監視部を備えたシステムの概略的な動作フローを、図７に示すフローチャート基づいて説明する。所定のサンプリング周期が到来したら（ステップＳ１でＹｅｓ）、前記需要総量監視部９１１によりローカルエリアＬ内に存在する需要家群Ａ〜Ｈにおける電力需要総量Ｖ１が算出される（ステップＳ２）と共に、発電総量監視部９１２により第１の需要家群（分散電源）において発電される発電総量Ｖ２が算出される（ステップＳ３）。

そして比較制御部９１３により前記電力需要総量Ｖ１と発電総量Ｖ２とが比較され（ステップＳ４）、両者が一致していない場合（ステップＳ４でＮｏ）、発電総量が電力需要総量を超過しない範囲において両者が略一致するよう、つまり発電総量が電力需要総量に略追従するよう、発電総量を制御する制御信号（具体的には、第１の分散電源に対する負荷増減指令信号）が発生される（ステップＳ５）。両者が略一致している場合は（ステップＳ４でＹｅｓ）、分散電源のみによる電力供給が行われるようになる（ステップＳ６）。その後、ステップＳ１に戻って処理が繰り返される。

上記ステップＳ５の後、電力需要総量が所定の閾値以下であるか否か（全分散電源による発電能力の範囲内であるか否か）により共用電力系統８１への電力供給形態が変わることとなる。すなわち、全発電能力を超過する場合（ステップＳ７でＹｅｓ）、連係点Ｊを介して商用電力が共用電力系統８１へ導入されることとなる（ステップＳ８）。一方、全発電能力を超過しない場合（ステップＳ７でＮｏ）であっても、前述したように各需要家における熱需要に合わせた運転を行う場合（比較制御部９１３からの指令信号通りに発電しない場合）のように、実際に分散電源により出力される電力で電力需要総量が賄えないとき（ステップＳ９でＮｏ）も、連係点Ｊを介して商用電力が共用電力系統８１へ導入されることとなる（ステップＳ８）。逆に、実際に分散電源により出力される電力で電力需要総量が賄えるとき（ステップＳ９でＹｅｓ）は、分散電源のみによる電力供給が行われるようになる（ステップＳ６）。

（第２実施形態）
上記構成において、予め商用ガス供給源１０Ｇから供給される都市ガスを集中的に精製して改質ガス化し、この改質ガスをＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０、ガス器具４０及びガスエンジン５０に分配供給する構成としても良い。図８は、そのような集中改質型のガス供給系統を備える集合型電力ネットワークシステムの構成を示すブロック図である。なお、共用電力系統８０に関する構成は、先に説明した第１実施形態と同様であるので、説明を省略する。

図８に示す集合型電力ネットワークシステムでは、集中型改質ガス供給装置１４及びアキュムレータ１５を経由してガス機器を備える各需要家Ａ〜Ｅへ個別に供給される形態とされている。すなわち、商用ガス供給源１０Ｇから、商用ガス供給系統１０を経て都市ガス等の原料ガスが集中型改質ガス供給装置１４に供給され、該集中型改質ガス供給装置１４にて改質ガスが精製され、この改質ガスがアキュムレータ１５及び共用ガス系統１２を経由して各需要家Ａ〜Ｅに供給される。なお、集中型改質ガス供給装置１４で用いられる燃料としては、都市ガスの他、灯油、軽油、ナフサ等の石油系液体燃料やバイオガスを使用しても良い。さらに、それらの改質ガスとともに太陽光や深夜電力を利用して水電解により製造した水素ガスを混合して供給することもできる。

アキュムレータ１５は、一定量の改質ガスを貯蔵しておき、急激な改質ガス需要変動が生じた場合でも改質ガス圧力を一定に維持させるために設置されるものである。改質ガスは、アキュムレータ１５に接続されている共用ガス系統１２（既存の都市ガス配管路等であっても良い）を介して、各需要家Ａ〜Ｅに備えられているＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０、ガス器具４０及びガスエンジン５０に供給される。

図９は、上記集中型改質ガス供給装置１４の内部構成の一例を示すブロック図である。この集中型改質ガス供給装置１４は、イオウ除去機能を有する脱硫器１４１と、水蒸気を生成して原燃料に水蒸気を添加する水蒸気供給器１４２と、改質反応を行わせる改質器（改質装置）１４３と、水素と二酸化炭素を生成するシフト反応を行わせる一酸化炭素変成器１４４と、分流器１４５と、前記改質器１４３を加温する改質器バーナ１４６とを備えている。

このような集中型改質ガス供給装置１４の動作を説明する。商用ガス供給源１０Ｇから供給される都市ガス等の原燃料（本実施形態ではＣＨ₄を用いている）は、先ず脱硫器１４１へ導入され、原燃料中に含まれている腐臭材のイオウ成分が除去される。この脱硫後のガスに水蒸気供給器１４２から水蒸気が加えられ、改質器１４３へ導入される。改質器１４３は、改質器バーナ１４６により７５０〜８００℃程度の動作温度に加熱されており、導入されたＣＨ₄と水とが改質器１４３内でＮｉ系触媒を用いて改質され、水素と一酸化炭素とに分離される。その後、分離ガスは、３５０〜２００℃に温度維持された一酸化炭素変成器１４４へ導入され、Ｆｅ系触媒又はＣｕ系触媒を用いて、前記一酸化炭素が水素と二酸化炭素とに変換される。これにより、燃料ガス（改質ガス）中の一酸化炭素濃度は数％程度に低減される。

このようにして、集中型改質ガス供給装置１４において都市ガスを精製して得られた改質ガスは、アキュムレータ１５を介して各需要家Ａ〜Ｅへ適宜送られる。なお本実施形態では、一酸化炭素変成器１４４の出口側配管路に分流器１４５を設け、当該集中型改質ガス供給装置１４において精製された改質ガスの一部が、前記改質器バーナ１４６に供給されるよう構成している。これにより、改質器バーナ１４６の燃焼によるＮｏ_X発生量を、都市ガス、ＬＰＧ或いは灯油等の原燃料を使用する場合と比較して低濃度（１０ｐｐｍ程度）にすることが可能となり、環境面での改善が達成できるとともに、残渣ガスの有効利用が図れるという利点がある。

以上説明した第２実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムによれば、複数の小口需要家に分散設置された燃料電池システム（ＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０）、一般ガス器具４０及びガスエンジン５０への燃料供給を、各需要家共通の集中型改質ガス供給装置１４で行わせるので、各燃料電池システムには改質装置部が不要となり、装置構成の簡素化、小型化が図れるようになる。また、改質ガスが常時供給可能な状態とされているので、起動時間が短縮され、燃料電池システムの効率的な運用が行える。

（第３実施形態）
上記実施形態では、商用電力系統８０と共用電力系統８１との連係点Ｊを設け、商用電力をローカルエリアＬ単位で一括的に購入するシステムとしたが、商用電力の購入については各需要家Ａ〜Ｈにおいて個別に行わせるようにしても良い。図１０は、ローカルエリア内Ｌに存在する各需要家Ａ〜Ｈと商用電力系統８０との個別連係点（通常の受電設備で良い）を備える集合型電力ネットワークシステムの構成を示すブロック図である。先に説明した図１に示すシステム（第１実施形態）と相違する点は、商用電力系統８０から前記個別連係点を介して各需要家Ａ〜Ｈが個別に電力を購入するルートと、前述の共用電力系統８１から第１の需要家群が備える分散電源で発電される電力を受電するルートとの２つの受電ルートを設けた点である。

第１の需要家群である需要家Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇが保有している分散電源による発電出力が共用電力系統８１と接続されており、その発電電力が共用電力系統８１に供給可能とされている。この共用電力系統８１の態様は、第１実施形態と同様である。なお、共用電力系統８１には図略の電力制御装置が介在され、配電動作が制御されるようになっている。この共用電力系統８１において各需要家Ａ〜Ｈにて使用される電力量は、個別電力メータ８２Ａ〜８２Ｈにより計測される。

一方、商用電力供給系統８０から需要家毎に個別に購入される電力は、各需要家Ａ〜Ｈに備えられている一般電力メータ８３Ａ〜８３Ｈで計測されることとなる。このように、各需要家Ａ〜Ｈは、共用電力系統８１を介してローカルエリア内Ｌの分散電源から電力を調達できると共に、商用電力系統８０から個別連係点を介して個別に電力を調達できるようになる。なお、前記共用電力系統８１及び／又は商用電力系統８０からの電力供給制御については、各需要家Ａ〜Ｈに備えられている個別制御手段（図示省略）により制御される。

このような集合型電力ネットワークシステムによれば、各需要家Ａ〜Ｈは、先ず共用電力系統８１から供給される電力を使用し、不足電力が生じるような場合に、前記個別連係点を介して需要家毎に商用電力系統８０から電力供給を受けるという運用を実行することが可能となる。特に燃料電池ユニットを導入している需要家Ａ〜Ｃにおいて、当該需要家内の電力消費パターンの予測等が不要となり、常に安定した電力供給源を確保しつつ、商用電力系統に逆潮流することなく、燃料電池システム（ＰＥＦＣシステム２０、ＳＯＦＣシステム３０）の余剰電力を有効に活用できるという利点がある。

以上、本発明の実施形態につき説明したが、上記で例示した構成に様々な改変を加えて実施することが可能である。例えば、上記実施形態では、燃料電池ユニットとしてＰＥＦＣシステム２０とＳＯＦＣシステム３０とのいずれかが採用されている例を示したが、これ以外の燃料電池システム、例えばりん酸型燃料電池（ＰＡＦＣ）システムや、溶融炭酸塩型燃料電池（ＭＣＦＣ）システムなども含めて、需要家に分散配置される態様であっても良い。

本発明の第１実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムの構成を示すブロック図である。 第１実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムに蓄電器設備を追加した構成を示すブロック図である。 固体高分子型燃料電池（ＰＥＦＣ）システムの構成例を示すブロック図である。 固体電解質型燃料電池（ＳＯＦＣ）システムの構成例を示すブロック図である。 具体的な運用形態を説明するためのブロック図である。 具体的な運用形態を説明するためのブロック図である。 集合型電力ネットワークシステムの動作フローの一例を示すフローチャートである。 本発明の第２実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムの構成を示すブロック図である。 集中型燃料ガス供給装置の内部構成の一例を示すブロック図である。 本発明の第３実施形態にかかる集合型電力ネットワークシステムの構成を示すブロック図である。 従来の一般家庭や業務設備等に対する電力の供給方式を示すブロック図である。 電力負荷の変動状態を示すグラフ図であって、一戸建住宅の負荷変動状態を示すグラフ図である。 電力負荷の変動状態を示すグラフ図であって、集合住宅等における負荷変動状態を示すグラフ図である。

符号の説明

１０ 商用ガス供給系統
１０Ｇ 商用ガス供給源
１１ 集中型燃料ガス供給装置
１２ 共用ガス系統
２０ ＰＥＦＣシステム（分散電源）
３０ ＳＯＦＣシステム（分散電源）
４０ 一般ガス器具
５０ ガスエンジン（分散電源）
６０ 太陽光発電システム（分散電源）
７０ オール電化の電力負荷
８０ 商用電力系統
８０Ｍ 共用電力メータ
８１ 共用電力系統
８２Ａ〜Ｈ 個別電力メータ
９０ 電力制御装置（制御手段）
９１ 需要総量監視部
９２ 発電総量監視部
９３ 比較制御部
Ａ〜Ｈ 需要家
Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｅ，Ｆ，Ｇ 第１の需要家群
Ｄ，Ｈ 第２の需要家群
Ｊ 連係点

Claims (8)

1. 分散電源を備える第１の需要家群と、分散電源を備えない第２の需要家群とを含む所定のローカルエリア内に存在する複数の需要家群において、需要家相互間における電力供給を可能とする共用電力系統と、
   前記共用電力系統と商用電力系統との連係点とを備え、
   前記ローカルエリア内の各需要家に、前記共用電力系統を介して前記第１の需要家群の各需要家に備えられている分散電源からの電力供給が可能とされていると共に、前記商用電力系統並びに前記連係点を介して商用電源からの電力供給が可能とされていることを特徴とする集合型電力ネットワークシステム。
2. 共用電力系統に、前記第１の需要家群に備えられている分散電源により発電される電力及び／又は商用電源から供給される電力を蓄電する蓄電器設備が接続されていることを特徴とする請求項１記載の集合型電力ネットワークシステム。
3. 前記第１の需要家群及び／又は第２の需要家群にガスを燃料源とするガス機器が備えられている場合において、
   一括的に商用ガス供給源からガス供給を受けて前記ガス機器を備える需要家へ共用ガス系統を介して個別にガスを供給する集中型燃料ガス供給装置を設けたことを特徴とする請求項１記載の集合型電力ネットワークシステム。
4. 前記需要家群における電力需要総量に応じて前記分散電源による発電総量を制御するための共用電力監視部を備え、
   前記共用電力監視部は、
   前記ローカルエリア内に存在する需要家群における電力需要総量を監視する需要総量監視部と、
   前記第１の需要家群における発電総量を監視する発電総量監視部と、
   前記電力需要総量と発電総量とを比較して、発電総量が電力需要総量を超過しないよう発電総量を制御する制御信号を発生する比較制御部と
   を具備することを特徴とする請求項１〜３のいずれかに記載の集合型電力ネットワークシステム。
5. 前記第１の需要家群に備えられている分散電源が、発電電力が制御可能な第１の分散電源と、発電電力が制御不能な第２の分散電源とに区別される場合において、
   前記比較制御部が、前記第２の分散電源の発電電力量を制御する制御信号を発生するよう構成されていることを特徴とする請求項４記載の集合型電力ネットワークシステム。
6. 前記第１の需要家群における各分散電源の出力を前記共用電力系統に接続してなり、前記第１の需要家群の各需要家において発生された発電電力が、一旦全て前記共用電力系統に供給されるよう構成したことを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の集合型電力ネットワークシステム。
7. 前記第１の需要家群における各分散電源の出力を前記共用電力系統に接続してなり、前記第１の需要家群の各需要家において発生された発電電力のうち、当該需要家で消費されなかった余剰分が前記共用電力系統に供給されるよう構成したことを特徴とする請求項１〜５のいずれかに記載の集合型電力ネットワークシステム。
8. 分散電源を備える第１の需要家群と、分散電源を備えない第２の需要家群とを含む所定のローカルエリア内に存在する複数の需要家群において、需要家相互間における電力供給を可能とする共用電力系統と、
   前記ローカルエリア内に存在する各需要家と商用電力系統との個別連係点と、
   前記共用電力系統を介して前記第１の需要家群の各需要家に備えられている分散電源からの電力供給を可能とすると共に、前記個別連係点を介して商用電源からの電力供給を可能とする個別制御手段と
   を具備することを特徴とする集合型電力ネットワークシステム。

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