(57)【要約】【課題】異なる事業主体の間で、蒸気エネルギーの融通に伴うエネルギー連携サービス事業者を創設して、蒸気エネルギー連携を促進する。【解決手段】燃料を燃焼して蒸気を生産する蒸気生産者１が所有する排熱ボイラ１３と、一又は複数の蒸気需要者２Ａ、２Ｂが所有する生産プロセス２５、３５と、排熱ボイラ１３により生産した蒸気を生産プロセスに供給するエネルギー連携サービス事業者３が所有する蒸気融通設備４０及び融通運用装置６０を備えて構成する。エネルギー連携サービス事業者は、蒸気生産者と蒸気需要者間の蒸気エネルギーの融通に伴う計画及び設計を行なって、省エネルギー及び経済性を考慮したフィージビリティスタディを行ない、エネルギー連携サービス事業者が蒸気融通設備等の費用負担、蒸気エネルギーの供給信頼性の確保等に係る費用を負担し、その費用負担を省エネルギー利益の範囲内で賄えるように計画することにより、蒸気エネルギー連携を促進する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
燃料を燃焼して蒸気を生産する蒸気生産者が所有する蒸気生産設備と、一又は複数の蒸気需要者が所有する蒸気負荷設備と、前記蒸気生産設備により生産した蒸気を前記蒸気負荷設備に供給するエネルギー連携サービス事業者が所有する蒸気融通設備及び融通運用装置を備えてなるエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項２】
請求項１に記載のエネルギー連携サービス事業システムにおいて、
前記融通運用装置は、前記蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を分配する利益分配演算手段を備え、
前記利益分配演算手段は、前記蒸気需要者が前記蒸気融通設備を介して供給を受ける蒸気量を仮に自家蒸気生産設備で生産した場合の運営費と比較して運営費の削減額を算出し、該運営費の削減額から前記蒸気生産者の前記蒸気生産設備の運営費及び前記エネルギー連携サービス事業者の前記蒸気融通設備の運営費を含むサービス料を差し引いた額を前記省エネルギー利益として算出し、該省エネルギー利益を予め決められた分配率に従って前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者への分配額を算出することを特徴とするエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項３】
一般ごみ又はバイオマス系燃料を燃焼する燃焼炉の排ガスの熱を回収して蒸気を発生する排熱ボイラを含む蒸気生産者が所有する蒸気生産設備と、一又は複数の蒸気需要者が所有する蒸気負荷設備と、前記排熱ボイラにより発生され蒸気を前記蒸気負荷設備に供給するエネルギー連携サービス事業者が所有する蒸気融通設備及び融通運用装置を備えてなるエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項４】
請求項３に記載のエネルギー連携サービス事業システムにおいて、
前記融通運用装置は、前記蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を分配する利益分配演算手段を備え、
前記利益分配演算手段は、前記蒸気需要者が前記蒸気融通設備を介して供給を受ける蒸気量を仮に自家蒸気生産設備で生産した場合の運営費と比較して運営費の削減額を算出し、該運営費の削減額から前記蒸気生産者の前記排熱ボイラに関係する運営費及び前記エネルギー連携サービス事業者の前記蒸気融通設備の運営費を含むサービス料を差し引いた額を前記省エネルギー利益として算出し、該省エネルギー利益を予め決められた分配率に従って前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者に分配する額を算出するエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項５】
請求項２又は４に記載のエネルギー連携サービス事業システムにいて、
前記自家蒸気生産設備の運営費は、前記自家蒸気生産設備の燃料費、ボイラ給水費、薬剤費、人件費、その他の運営費であり、
前記蒸気生産設備又は前記排熱ボイラに関係する運営費は、前記蒸気需要者に供給する蒸気量の生産に必要な燃料費、電力購入費、ボイラ給水費、薬剤費、人件費、その他の運営費であり、
前記サービス料は、前記蒸気融通設備の計画及び設計費、設備償却費、固定資産税、人件費、その他の運転維持管理費であることを特徴とするエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項６】
請求項２又は４に記載のエネルギー連携サービス事業システムにおいて、
前記利益分配演算手段は、週、月、年のいずれかの期間ごとに前記省エネルギー利益を算出し、
前記サービス料は、予め定めた複数年間において前記省エネルギー利益を算出する期間ごとに均一に設定することを特徴とするエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項７】
請求項２又は４に記載のエネルギー連携サービス事業システムにおいて、
前記サービス料は、前記蒸気融通設備の計画及び設計費、設備償却費、固定資産税、人件費、その他の運転維持管理費であることを特徴とするエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項８】
請求項１又は３に記載のエネルギー連携サービス事業システムにおいて、
前記蒸気融通設備は、前記蒸気生産設備及び蒸気融通設備に必要な給水を生成する給水処理装置と、前記蒸気生産者が生産した蒸気を輸送する配管設備と、温度及び圧力を調整する減温減圧器、蒸気のアキュムレータ、蒸気融通用の複数のボイラ及び蒸気タービン発電機と、前記給水処理装置により生成された純水を前記減温減圧器と蒸気融通用の前記複数のボイラに供給する配管を含むことを特徴とするエネルギー連携サービス事業システム。
【請求項９】
一般ごみ又はバイオマス系燃料を燃焼して蒸気を生産する蒸気生産設備を所有する蒸気生産者と、蒸気負荷設備を所有する一又は複数の蒸気需要者と、前記蒸気生産者が生産した蒸気を前記蒸気需要者の前記蒸気負荷設備に供給する蒸気融通設備及び融通運用装置を提供するエネルギー連携サービス事業者とが協同して運営し、前記蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を、前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者とで分配するエネルギー連携サービス事業方法であって、
前記蒸気需要者が前記蒸気融通設備を介して供給を受ける蒸気量を仮に自家蒸気生産設備で生産した場合の運営費と比較して運営費の削減額を算出し、該運営費の削減額から前記蒸気生産者の前記蒸気生産設備の運営費及び前記エネルギー連携サービス事業者の前記蒸気融通設備の運営費を含むサービス料を差し引いた額を前記省エネルギー利益として算出し、
前記省エネルギー利益を、前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者とで、予め決められた分配率に従って分配するエネルギー連携サービス事業方法。
【請求項１０】
請求項９に記載のエネルギー連携サービス事業方法において、
前記蒸気融通設備は、前記蒸気生産設備及び蒸気融通設備に必要な給水を生成する給水処理装置と、前記蒸気生産者が生産した蒸気を輸送する配管設備と、温度及び圧力を調整する減温減圧器、蒸気のアキュムレータ、蒸気融通用の複数のボイラ及び蒸気タービン発電機と、前記給水処理装置により生成された純水を前記減温減圧器と蒸気融通用の前記複数のボイラに供給する配管を含むことを特徴とするエネルギー連携サービス事業方法。
【請求項１１】
請求項９に記載のエネルギー連携サービス事業方法において、
前記蒸気生産者は、前記蒸気生産設備で発生した蒸気で発電して構内電力を賄う発電設備を休止し、該発電設備に使用する量に相当する蒸気量を前記蒸気需要者に供給するものとし、
前記蒸気需要者は、重油を燃料とする自家蒸気発生設備の一部又は全部を休止することを特徴とするエネルギー連携サービス事業方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、エネルギー連携サービス事業システム及び方法に係り、特に、省エネルギーを推進するとともに、地球環境負荷のＣＯ２排出量削減を図るのに好適なエネルギー連携サービス事業システム及び方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
一般に、異なる複数の事業者のエネルギー生産設備を集約することにより、エネルギー生産設備の効率を向上させて燃料消費量及び運営費を削減する試みは、共同火力発電方式などにより行なわれている。
【０００３】
一方、地球環境負荷であるＣＯ２排出量削減の要請に応えて、重油などの化石燃料を用いて蒸気エネルギーや電気エネルギーを発生する個々のエネルギー生産設備の効率を向上させて、ＣＯ２排出量を削減する試みがなされている。また、各種生産設備やユーティリティ設備などのエネルギー負荷設備の個々の効率を向上させることにより、ＣＯ２排出量を削減する試みがなされており、それぞれ一定の成果を挙げつつある。
【０００４】
さらに、エネルギー生産設備のＣＯ２排出量を削減する手段として、原子力発電の他に、太陽光、風力などの自然エネルギー、生物を利用したバイオマスエネルギー、廃棄物発電などの再生可能エネルギーを利用することが知られている。しかし、自然エネルギーや再生可能エネルギーは、大規模化について解決すべき課題がある。例えば、バイオマスエネルギーの一例である木質系燃料を燃焼して蒸気を発生させて発電するには、大量の木質系燃料を連続して安定燃焼することができる木質系燃料の形態及び燃焼炉の開発が待たれる。
【０００５】
ところで、廃棄物発電の典型例として、都市ごみなどの一般ごみ処理プラントでは、一般ごみを焼却処理する焼却炉から排出される排ガスを排熱ボイラに流通して排熱により蒸気を生産し、その蒸気により蒸気タービン発電機を駆動して発電することが行なわれている（例えば、特許文献１）。発電された電力は、焼却炉や排熱ボイラで必要な電力として有効利用するようにしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００２−３３９７０９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、蒸気エネルギーを電気エネルギーに変換する効率は、蒸気タービンの復水器を冷却する冷却水に持ち去られる熱エネルギー、その他の熱損失が多い。例えば、高効率の発電プラント場合は約４０数％が限界といわれているが、一般ごみ処理プラント等では約１５％程度といわれている。したがって、燃料を燃焼して生産した蒸気エネルギーを電気エネルギーに変換しないで、蒸気エネルギーの需要者にそのまま供給すれば、需要者の蒸気発生に用いる重油などのエネルギーを削減できる余地がある。しかも、蒸気需要者は、蒸気発生に用いる重油を削減できれば、ＣＯ２排出量を削減できるという利点がある。つまり、一般ごみ処理プラントの運用者である蒸気生産者（一般に、我が国では地方自治体）と蒸気需要者が連携すれば、蒸気生産者は電気エネルギーに変換する際の損失分の蒸気エネルギーを有価物化でき、蒸気需要者は蒸気発生に用いる重油を削減して省エネルギーを図るとともにＣＯ２排出量を削減できるという、社会的なメリットがある。
【０００８】
ところが、事業主体が異なる蒸気生産者と蒸気需要者の間で、蒸気エネルギーを融通するには、種々の問題が予想される。例えば、まず、蒸気エネルギーを融通した場合の省エネルギー利益の予測を含め、実現可能性を検討するフィージビリティスタディ等の企画、検討を行なう必要がある。更に、蒸気エネルギー融通に係る関連設備の変更、蒸気エネルギー融通設備の設計、これらの設備の変更及び新設に伴う費用負担、蒸気エネルギーの供給信頼性の確保、その他の問題が考えられる。
【０００９】
上述したように、事業主体が異なる蒸気生産者と蒸気需要者の間で蒸気エネルギー融通を行なうことにより、社会的なメリットがあることが予測される。しかし、蒸気エネルギー融通に係るフィージビリティスタディ等の企画、検討を行なう連携サービスを提供する事業者が存在しないことから、事業主体が異なる蒸気生産者と蒸気需要者の間での蒸気エネルギーの連携は実現するまでには至っていない。
【００１０】
本発明が解決しようとする課題は、異なる事業主体の間で蒸気エネルギーの融通に伴うエネルギー連携サービス事業者を創設して、蒸気エネルギー連携を促進するエネルギー連携サービス事業システム又は方法を実現することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
本発明のエネルギー連携サービス事業システムは、上記課題を解決するため、燃料を燃焼して蒸気を生産する蒸気生産者が所有する蒸気生産設備と、一又は複数の蒸気需要者が所有する蒸気負荷設備と、前記蒸気生産設備により生産した蒸気を前記蒸気負荷設備に供給するエネルギー連携サービス事業者が所有する蒸気融通設備及び融通運用装置を備えて構成することを特徴とする。
【００１２】
このように構成することにより、蒸気生産者が蒸気生産設備により生産した余剰の蒸気を電力に変換することなく、蒸気需要者の蒸気負荷設備に供給することにより、電力変換に伴うエネルギー損失をなくすことができる。その結果、電力変換に伴うエネルギー損失に見合う分だけ、蒸気需要者が自家蒸気生産設備で生産する重油等の燃料を減らすことができるから、全体として省エネルギーに寄与することができる。また、重油等の燃料の削減量に応じてＣＯ２排出量を削減できるので、地球環境負荷を軽減できる。
【００１３】
特に、エネルギー連携サービス事業者は、蒸気生産者と蒸気需要者間の蒸気エネルギーの融通に伴う計画及び設計を行なって、省エネルギー及び経済性を考慮したフィージビリティスタディを行なう。その結果に基づいて、エネルギー連携サービス事業者が蒸気融通設備等の費用、蒸気エネルギーの供給信頼性の確保等に係る費用を負担し、その費用負担を省エネルギー利益の範囲内で賄えるように計画することにより、蒸気エネルギー連携を実現することができる。当然ではあるが、エネルギー連携サービス事業者は、蒸気エネルギー融通を実施した場合の経済的利益である省エネルギー利益の予測を含め、実現可能性を検討するフィージビリティスタディ等の企画、検討を行なう高度のエンジニヤリングレベルを有することが要求される。
【００１４】
さらに、上記の構成に加えて、蒸気融通設備を運用する融通運用装置を設け、融通運用装置は、蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を分配する利益分配演算手段を備えて構成する。利益分配演算手段は、蒸気需要者が蒸気融通設備を介して供給を受ける蒸気量を仮に自家蒸気生産設備で生産した場合の運営費と比較して運営費の削減額を算出し、該運営費の削減額から蒸気生産者の蒸気生産設備の運営費及びエネルギー連携サービス事業者の蒸気融通設備の運営費を含むサービス料を差し引いた額を省エネルギー利益として算出し、該省エネルギー利益を予め決められた分配率に従って蒸気生産者と蒸気需要者とエネルギー連携サービス事業者への分配額を算出する構成とする。
【００１５】
これによれば、蒸気生産者の生産した蒸気を蒸気需要者に供給する蒸気融通設備をエネルギー連携サービス事業者が所有する形態にしても、エネルギー連携サービス事業者は省エネルギー利益の中から連携サービスに係る諸費用をサービス料の形態で回収できる。また、エネルギー連携サービス事業者のサービス料には、蒸気エネルギー融通に係る関連設備の変更、蒸気エネルギー融通設備の設計、これらの設備の変更及び新設に伴う費用負担、蒸気エネルギーの供給信頼性の確保、その他の業務に係る費用に充当する。これにより、蒸気生産者及び蒸気需要者は設備投資をすることなく、エネルギー連携サービス事業システムを実現できるから、蒸気エネルギーの連携が促進される。
【００１６】
本発明において、蒸気生産者の蒸気生産設備が、バイオマス系燃料を燃焼する燃焼炉の排ガスの熱を回収して蒸気を発生する排熱ボイラである場合、バイオマス系燃料はＣＯ２排出量が“０”と定義されているから、一層、ＣＯ２排出量の削減効果が得られる。
【００１７】
一般に、地方自治体は、一般ごみを燃焼処理する燃焼炉の排ガスの熱を有効利用するために、排熱ボイラで熱回収して蒸気を発生し、その蒸気で蒸気タービン発電機を駆動して排熱ボイラ等に必要な構内電力に変換している。これに対し、本発明によれば、排熱ボイラで発生した蒸気を、そのまま蒸気需要者に供給できるので、一般ごみの燃焼熱の有効利用率を高めることができるという利点がある。その結果、ごみ処理プラントなど蒸気発生設備と蒸気需要者の蒸気負荷設備との間で、蒸気の融通を行うことができ、一層、省エネルギー効果を高め、かつ、ＣＯ２排出量を削減することができる。
【００１８】
また、蒸気生産者が蒸気を蒸気需要者に供給することにより増加する運営費（例えば、構内電力等の電力を買電に切り換えることによる運営費の増加分）及びエネルギー連携サービス事業者が負担する費用をサービス料として省エネルギー利益から差し引く。これらを差し引いても省エネルギー利益が残る場合は、蒸気生産者と蒸気需要者とエネルギー連携サービス事業者の３者で分配する。つまり、蒸気生産者は、一般ごみなどを焼却して生産した蒸気を売るという発想ではなく、他の蒸気需要者の重油などの燃料を削減できたことによる燃料削減費を利益とし、その利益を関係者間で分配する方式とすることが特徴である。
【００１９】
一方、本発明のエネルギー連携サービス事業方法は、一般ごみ又はバイオマス系燃料を燃焼して蒸気を生産する蒸気生産設備を所有する蒸気生産者と、蒸気負荷設備を所有する一又は複数の蒸気需要者と、前記蒸気生産者が生産した蒸気を前記蒸気需要者に供給する蒸気融通設備を提供するエネルギー連携サービス事業者とが協同して運営し、前記蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を、前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者とで分配する構成とする。特に、前記蒸気需要者が前記蒸気融通設備を介して供給を受ける蒸気量を仮に自家蒸気生産設備で生産した場合の運営費と比較して運営費の削減額を算出し、該運営費の削減額から前記蒸気生産者の前記蒸気生産設備の運営費及び前記エネルギー連携サービス事業者の前記蒸気融通設備の運営費を含むサービス料を差し引いた額を前記省エネルギー利益として算出し、前記省エネルギー利益を、前記蒸気生産者と前記蒸気需要者と前記エネルギー連携サービス事業者とで、予め決められた分配率に従って分配する構成とする。
【００２０】
上記いずれかの場合において、蒸気生産者は、蒸気生産設備で発生した蒸気で発電して構内電力を賄う既存の発電設備を休止し、該発電設備に使用する量に相当する蒸気量を前記蒸気需要者に供給するものとし、蒸気需要者は、重油を燃料とする既存の自家蒸気発生設備の一部又は全部を休止する構成とすることができる。
【発明の効果】
【００２１】
以上説明したように、本発明によれば、異なる事業主体の間で蒸気エネルギーの融通に伴うエネルギー連携サービス事業者を創設して、蒸気エネルギー連携を促進するエネルギー連携サービス事業システム又は方法を実現することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】本発明の一実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムの構成を示す図である。
【図２】図1の一実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムに係るエネルギー削減の概念を説明する図である。
【図３】図1の一実施形態の蒸気エネルギー連携サービスシステムの運営費及び省エネルギー利益の概念を説明する図である。
【図４】省エネルギー利益及びその分配法を説明する図である。
【図５】利益分配演算手段のハードウエアの構成を示す図である。
【図６】利益分配演算の手順を説明するフローチャートである。
【図７】利益分配演算に係る燃料費削減額及び運営費の増減の算出法を説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
以下、本発明の蒸気エネルギー連携サービス事業方法を適用してなるシステムの一実施形態を説明する。図1に示すように、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムは、蒸気生産者１と蒸気需要者２Ａ、２Ｂとエネルギー連携サービス事業者３とによって、蒸気エネルギー連携サービス事業を運営する構成となっている。
【００２４】
蒸気生産者１は、本実施形態の場合は地方自治体が事業主体であり、ストックヤード１１に貯留された一般ごみ１０を燃焼炉１２に投入して燃焼し、その排ガスを排熱ボイラ１３に流通して排ガスの熱を回収して蒸気を発生する蒸気発生設備を所有している。排熱ボイラ１３には、後述する給水処理装置６１から純水が供給されるようになっている。
【００２５】
排熱ボイラ１３は、必要に応じて複数台（例えば、３台）に分割して設けられ、例えば１台は予備機として運用されるようになっている。排熱ボイラ１３において、給水は排ガスの熱により加熱されて蒸気（例えば、３.９ＭＰａＧ、３９０℃）となり高圧蒸気ヘッダー１５に導かれる。高圧蒸気ヘッダー１５の蒸気は排ガス再加熱器等１６及び後述する蒸気融通設備４０に供給されるようになっている。また、高圧蒸気ヘッダー１５の蒸気は、減温減圧器１７と低圧蒸気ヘッダー１８を介して廃棄物のリサイクル処理を行うリサイクルプラザ等の蒸気負荷１９に供給されるようになっている。減温減圧器１７は給水処理装置６１から供給される純水を噴霧して、蒸気負荷１９が所望する温度及び圧力（例えば、０．８ＭＰａＧ）の蒸気に調整するようになっている。また、蒸気生産者１は、例えば、非常用としてリサイクルプラザ等の蒸気負荷１９へ供給する蒸気の一部を発生するため、重油２１を燃料とする小型のボイラ２２を所有している。
【００２６】
なお、本実施形態では、既設の蒸気タービン発電機２０を休止し、排熱ボイラ１３で発生した蒸気のうち、排ガス再加熱器等１６及び蒸気負荷１９に供給する蒸気を除いた全量（例えば、蒸気配管における熱損失を考慮すると約９５％）を融通蒸気として、高圧蒸気ヘッダー１５を介して蒸気需要者２Ａ，２Ｂに供給するようになっている。すなわち、蒸気タービン発電機２０は、排熱ボイラ１３で発生した蒸気を用いて発電し、排熱ボイラ１３（含む焼却炉１２）を運転するのに要する電力を賄うようにしていた。これに対し、本実施形態では蒸気タービン発電機２０を休止し、排熱ボイラ１３等の運転に必要な電力は電力会社からの買電で賄うようにしている。これにより、電力変換に伴う蒸気エネルギーの損失を削減して、蒸気エネルギーを有効利用するようにしている。なお、リサイクルプラザ等の設備で必要な電力は、蒸気タービン発電機２０とは異なる電力系統から供給される。
【００２７】
一方、蒸気需要者２Ａは、蒸気負荷設備である各種の生産プロセス２５の加熱源として蒸気エネルギーを利用している。また、蒸気需要者２Ａは、重油（例えば、Ｃ重油）２６を燃料とするボイラ２７で発生する蒸気により蒸気タービン発電機２８を駆動する自家発電設備を所有し、発電した電力を生産プロセス２５に供給可能にしている。また、蒸気タービン発電機２８の抽気蒸気を中圧蒸気ヘッダー２９、低圧蒸気ヘッダー３０を介して生産プロセス２５の加熱源の一部として供給するようになっている。中圧蒸気ヘッダー２９には、後述するように、蒸気生産者１が生産した蒸気が蒸気融通設備５０を介して供給されるようになっている。
【００２８】
また、蒸気需要者２Ｂは、蒸気負荷設備である各種の生産プロセス３５の加熱源として蒸気エネルギーを利用している。また、蒸気需要者２Ｂは、重油（例えば、Ｃ又はＡ重油）３６を燃料とするボイラ３７で発生する蒸気（例えば、１．０ＭＰａＧ）を、低圧蒸気ヘッダー３８を介して生産プロセス３５の加熱源の一部として供給するようにしている。また、低圧蒸気ヘッダー３８には、後述するように、蒸気生産者１が生産した蒸気が蒸気融通設備４０を介して供給されるようになっている。
【００２９】
一方、エネルギー連携サービス事業者３は、蒸気生産者１が生産した蒸気を蒸気需要者２Ａ、２Ｂに供給する蒸気融通設備４０と融通運用装置６０を有して構成されている。蒸気融通設備４０は、蒸気生産者１の高圧蒸気ヘッダー１５に減温減圧器４１を介して連結された蒸気融通配管４２と、蒸気融通配管４２が連結された蒸気需要者２Ａ用の高圧蒸気ヘッダー４３と、高圧蒸気ヘッダー４３に連結された蒸気融通配管４４と、蒸気融通配管４４に連結された蒸気需要者２Ｂ用の高圧蒸気ヘッダー４５及び蒸気タービン発電機４６を含んで構成されている。蒸気タービン発電機４６により発電された電力は、蒸気需要者２Ｂの生産プロセス３５等の電力として供給される。
【００３０】
また、蒸気融通設備４０は、高圧蒸気ヘッダー４３に減温減圧器４７を介して蒸気需要者２Ａの中圧蒸気ヘッダー２９を連結する蒸気融通配管４８を含んでいる。さらに、蒸気融通設備４０は、高圧蒸気ヘッダー４５に連結されたアキュムレータ４９を含み、アキュムレータ４９の気相部は低圧蒸気ヘッダー３８に連結されている。また、高圧蒸気ヘッダー４５は減温減圧器５０を介して低圧蒸気ヘッダー３８に連結されている。蒸気タービン発電機４６の背圧蒸気は減温減圧器５１を介して低圧蒸気ヘッダー３８に供給されている。
【００３１】
さらに、蒸気融通設備４０には、重油（例えば、Ａ重油）を燃料５３とする小型のボイラ５２が複数台設けられ、これらのボイラ５２により発生した蒸気は高圧蒸気ヘッダー４５に供給されるようになっている。蒸気融通設備４０に備えられたボイラ５２、及び減温減圧器４１、４７、５０、５１には、蒸気生産者１の給水処理装置６１により生成された純水が、純水配管５を介してそれぞれ供給されるようになっている。また、蒸気融通設備４０はボイラ給水を生成する給水処理装置６１を有して構成されている。給水処理装置６１は、外部から供給される工業用水６１ａを原水槽６１ｂに受け入れ、ろ過装置６１ｃ、ろ過水槽６１ｄ、純水装置６１ｅ、脱酸装置６１ｆにより純水を生成して純水槽６１ｇに貯留され、各部に供給されるようになっている。
【００３２】
また、融通運用装置６０は、利益分配演算手段６０aと運用制御手段６０ｂを備えて構成され、蒸気エネルギー連携サービス事業者の事業所などに設置される。融通運用装置６０は、蒸気生産者１が送出する蒸気送気量Ｑ０、蒸気需要者２Ａが供給を受ける蒸気量ＱＡ、蒸気需要者２Ｂが供給を受ける蒸気量ＱＢ１、ＱＢ２、ＱＢ３をそれぞれ遠隔計測手段により計測して取り込むようになっている。
利益分配演算手段６０aは、後述する演算により、省エネルギー利益Ｐを算出し、その利益を蒸気生産者１、蒸気需要者２Ａ、２Ｂ、及び蒸気エネルギー連携サービス事業者３の４者で分配するようになっている。
【００３３】
このように構成される蒸気エネルギー連携サービス事業システムの連係動作について、次に説明する。都市ごみ等の一般ごみ１０はストックヤード１１に適宜搬入され、例えば、３〜５日分貯留される。ストックヤード１１の一般ごみ１０は焼却炉１２に適宜投入されて焼却処理される。焼却炉１２から排出される排ガスは排熱ボイラ１３に流通されて排熱が回収された後、図示していない排ガス処理装置を経て大気に放出される。排熱ボイラ１３は、給水処理装置６１から供給される純水を排ガスの熱で加熱して所定の圧力及び温度の蒸気を生成して高圧蒸気ヘッダー１５に供給する。
【００３４】
高圧蒸気ヘッダー１５に供給された蒸気は、排ガス再熱器等１６に供給され、例えば、排ガス処理装置で処理された排ガスを加熱して大気に放出する排ガス再熱等に使用される。また、リサイクルプラザ等の蒸気負荷１９に供給される蒸気は、減温減圧器１７において純水を噴霧して所定の温度及び圧力に調整される。さらに、蒸気負荷１９には、非常時又は蒸気負荷が大きいときなどに、ボイラ２２から蒸気を供給することができる。
【００３５】
排熱ボイラ１３で生産された蒸気のうち、排ガス再熱器等１６及び蒸気負荷１９に供給した残余の蒸気は蒸気融通設備４０に供給され、減温減圧器４１により所定の温度圧力（例えば、３．０ＭＰａ，３５０℃）に調整されて、高圧蒸気ヘッダー４３、４５及び蒸気タービン発電機４６に供給される。高圧蒸気ヘッダー４３に供給された蒸気の一部は、減温減圧器４７で所定の温度圧力（例えば、２．６５ＭＰａ，２２９℃）に調整されて、蒸気需要者２Ａの中圧蒸気ヘッダー２９に供給される。中圧蒸気ヘッダー２９に供給された蒸気は、生産プロセス２５に直接、あるいは低圧に減圧された後、低圧蒸気ヘッダー３０を介して生産プロセス２５に供給される。
【００３６】
これにより、蒸気需要者２Ａは、既設の重油（例えば、Ｃ重油）を燃料とするボイラ３１を休止又は廃棄することができ、ボイラ３１の燃料を削減して省エネルギー及びＣＯ２排出量の削減を図るとともに、運営費を削減することができる。また、ボイラ３１に必要であった給水が不要になるから、この面からも省エネルギーないし運営費を削減することができる。
【００３７】
一方、蒸気融通設備４０に設けられた蒸気タービン発電機４６は、高圧蒸気ヘッダー４５を経由して供給された高圧蒸気により駆動され、所定の電力を発電して蒸気需要者２Ｂの生産プロセス３５等に必要な電力を供給する。蒸気タービン発電機４６からの背圧蒸気は、減温減圧器５１で所定の温度圧力（例えば、１．０ＭＰａ、１８０℃）に調整され、低圧蒸気ヘッダー３８を介して蒸気需要者２Ｂの生産プロセス３５に供給される。さらに、蒸気生産者１から高圧蒸気ヘッダー４５に供給された蒸気は、ボイラ５２から供給される蒸気とともに、調節弁及び減温減圧器５０で所定の温度圧力に調整され、低圧蒸気ヘッダー３８を介して生産プロセス３５に供給される。
【００３８】
また、高圧蒸気ヘッダー４５に連結されたアキュムレータ４９は、高圧蒸気ヘッダー４５の蒸気圧力が設定圧よりも高いときは蒸気が凝縮してエネルギーを蓄えるように形成されている。逆に、高圧蒸気ヘッダー４５の蒸気圧力が設定圧よりも低くなると、アキュムレータ４９内の凝縮された蒸気が気化して、図示矢印５９に示すように、蒸気を逆送する。また、複数のボイラ５２は蒸気需要者２Ａ，２Ｂへの蒸気量が不足するときに適宜運転して補うように運用される。これにより、蒸気生産者１の排熱ボイラ１３の蒸気圧の変動、蒸気生産量の低下、あるいは蒸気需要者２Ａの蒸気需要量が多いときに、アキュムレータ４９及びボイラ５２から供給する蒸気により所定の圧力を維持できるようにしている。これにより、蒸気の供給信頼性を保持することができる。
【００３９】
上述のように、蒸気需要者２Ｂは、既設の重油（例えば、Ａ重油）を燃料とするボイラ３９を休止又は廃棄することができ、ボイラ３９の燃料を削減して省エネルギー及びＣＯ２排出量の削減を図るとともに、運営費を削減することができる。また、ボイラ３９に必要であった給水が不要になるから、この面からも省エネルギーないし運営費を削減することができる。
【００４０】
ここで、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムにより実現できるエネルギー削減、ＣＯ２削減、及び省エネルギー利益の算出法について、説明する。図２に、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムに係るエネルギー削減の概念を説明する図を示す。同図に示すように、蒸気生産者１は、燃料である一般ごみを焼却処理した排熱により排熱ボイラ１３で発生させた蒸気Ａを用いて、蒸気タービン発電機２０により発電していたために、発生蒸気の多くの熱量を復水器の冷却水などに持ち去れて損失となっていた。これに対して、本実施形態のように、蒸気タービン発電機２０を休止又は廃止して、蒸気エネルギー連携を行うことにより、排熱ボイラ１３で発生させた蒸気Ｅを蒸気需要者２Ａ、２Ｂに供給できるから、発電に伴う損失（例えば、８５％）を大幅に削減することができる。なお、蒸気タービン発電機２０で発電していた分の電力は、電力会社からの買電に切り換える。この場合、電力会社にとっては、その買電に見合う重油等の燃料に相当する蒸気Ｄが増加する。
【００４１】
一方、蒸気需要者２Ａは、蒸気生産者１から供給される蒸気Ｅの一部を利用することにより、重油を燃料として自家蒸気発生設備であるボイラ３１を休止又は廃止できる。これにより、ボイラ３１の燃料及び蒸気を削減して、必要な蒸気Ｂをボイラ２７が発生する蒸気Ｆに削減できる。その結果、蒸気需要者２Ａは、（Ｂ−Ｆ）に見合う燃料のエネルギーを削減できる。
【００４２】
さらに、蒸気需要者２Ｂは、蒸気生産者１から供給される蒸気Ｅの残りを利用することにより、重油を燃料とする自家蒸気発生設備であるボイラ３９を休止又は廃止できる。これにより、ボイラ３９の蒸気Ｃの全量を削減できる。その結果、蒸気需要者２Ｂは、蒸気Ｃに見合う燃料のエネルギーを削減できる。
【００４３】
次に、図３を参照して、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービスシステムの運営、及びその運営により生ずる省エネルギー利益の概念を説明する。同図（ａ）は蒸気エネルギー連携前の運営費を示し、同図（ｂ）は蒸気エネルギー連携後の運営費及び省エネルギー利益を示す図である。
【００４４】
蒸気エネルギー連携前の蒸気生産者１の運営費Ｆ’１は、一般ごみ焼却処理に係る運営費である。蒸気需要者２Ａ、２Ｂの運営費Ｆ’２Ａ，２Ｂは、生産プロセス２５、３５に係る蒸気（及び電気）の生産に係る運営費である。一方、蒸気エネルギー連携後の蒸気生産者１の運営費Ｆ１、蒸気需要者２Ａ、２Ｂの運営費Ｆ２Ａ，２Ｂは、蒸気エネルギー連携に伴って増加又は減少する運営費を反映したものである。また、エネルギー連携サービス事業者３の運営費Ｆ３は、蒸気エネルギー連携に伴って新たに発生するものである。本実施形態における蒸気エネルギー連携後の運営費の詳細を表１に示す。
【表１】
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【００４５】
図３、表１に示すように、連携後の蒸気生産者１の運営費の増加分α１、は、蒸気タービン発電機２０の休止又は廃止に伴い、排熱ボイラ１３等の運転に要する電力を電力会社からの買電に切り換えることにより発生する電力購入費であり、契約基本料金の増加分及び従量料金が該当する。なお、蒸気タービン発電機２０を廃止すれば、蒸気タービン発電機２０の運転、保守等に係る人件費、その他の運営費を減額できる。しかし、休止の場合は、運転再開に備えて、保守等に係る人件費、その他の運営費が掛かることから、本実施形態では、蒸気タービン発電機２０の休止又は廃止に伴う運営費の減少分は評価から除外している。
【００４６】
また、連携後の蒸気需要者２Ａ、２Ｂの運営費Ｆ２Ａ，２Ｂは、休止ボイラ３１、３９に係る燃料費、ボイラ給水費、薬剤費、人件費、その他の運営費の分が減少する。一方、エネルギー連携サービス事業者３の運営費Ｆ３は、蒸気融通設備４０の計画及び設計費、設備償却費、固定資産税、保守点検等の人件費、その他の運転維持管理費、その他の運営費を含んでいる。その他の運営費には、例えば、蒸気エネルギー連携に関するエネルギー連携サービス事業者３の計画及び設計どおりの成果を保証する場合は、その保証費等に係る費用を含めることができる。
【００４７】
表１から判るように、蒸気需要者２Ａ、２Ｂの蒸気エネルギー連携後のボイラ３１，３９の運営費は、ボイラ３１，３９の燃料の削減額（エネルギー削減額）を含む運営費が減少する。一方、蒸気生産者１の蒸気エネルギー連携後の運営費は、蒸気タービン発電機２０を休止等に代えて買電に切り換えた電力購入費が増額する。したがって、蒸気需要者２Ａ、２Ｂの運営費の減少分から蒸気生産者１のから電力購入費を差し引いた運営費の削減額が、蒸気エネルギー連携により発生するメリットである。
【００４８】
蒸気エネルギー連携により生ずる運営費の削減額により、表１に示すエネルギー連携サービス事業者３の運営費を賄うことができれば、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業は実現可能性があることになる。具体的には、予め契約期間（例えば、１０年間）を設定し、その契約期間内で蒸気融通設備４０の設備償却費、固定資産税、運転維持管理費等の運営費を割賦（例えば、年賦）にし、サービス料としてエネルギー連携サービス事業者３が受け取る形態にする。これによって、図３に示したように、蒸気エネルギー連携により生ずる運営費の削減額（例えば、円／年）から、サービス料（例えば、円／年）を差し引いても残額が残れば、その残額が省エネルギー利益Ｐ（例えば、円／年）となる。この省エネルギー利益Ｐは、蒸気エネルギー連携サービス事業に参画した事業者で契約等により定めた分配率で分配することができる。
【００４９】
逆に、不可抗力などの何らかの事情により、エネルギー連携サービス事業者３の計画どおりに蒸気エネルギー融通が運営されなかったときは、省エネルギー利益はマイナスになる。このことについて、図５を参照して説明する。図５の横軸は蒸気生産者１が供給する蒸気融通量（例えば、ｔｏｎ／年）であり、縦軸は年間運営費（例えば、円／年）である。同図に示すように、蒸気需要者２Ａ、２Ｂのプロセス生産量あるいは蒸気生産者１の蒸気生産量の変動によって蒸気融通量が変動すると、蒸気エネルギー連携により生ずる運営費の削減額Ｄは蒸気融通量に例えば比例して増減する。
【００５０】
これに対して、蒸気融通に関する運営費の増加分である電力購入費のうち基本料金の増加分α１１は固定であり、従量料金α１２は蒸気融通量に例えば比例して増減する。また、エネルギー連携サービス事業者３の計画及び設計費、設備償却費、固定資産税、金利等の運営費α３１は固定であり、蒸気融通設備４０の人件費等の運転維持管理費α３２は蒸気融通量に例えば比例して増減する。そこで、蒸気エネルギー連携サービスの計画及び設計段階で、Ｄ＝（α１１＋α１２＋α３１＋α３２）となる損益分岐点Ｘに対応する削減額Ｄ０の蒸気融通量Ｑ０を算出しておく。なお、計画点は損益分岐点Ｘよりも十分に高いところで計画される。そして、Ｄ＞Ｄ０の範囲では省エネルギー利益Ｐが正となり、Ｄ＜Ｄ０の範囲では省エネルギー利益Ｐが負となる。省エネルギー利益Ｐが正の場合は参画者間で分配するが、省エネルギー利益Ｐが負の場合は原則として蒸気生産者１及び蒸気需要者２Ａ、２Ｂ間でリスクを負担する。但し、リスクの負担に関しても、契約で自由に定めることができる。例えば、本実施形態のように、蒸気生産者１が地方公共団体の場合はリスクの負担に馴染まない事情がる。このような場合は、リスク負担を考慮して省エネルギー利益Ｐの分配を定めることができる。
【００５１】
そこで、利益分配演算手段６０ａは、蒸気需要者２Ａ、２Ｂが蒸気生産者１から蒸気融通設備４０を介して供給を受ける蒸気量ＱＡ、ＱＢを、それぞれボイラ３１，３９で生産した場合の運営費Ｆ２Ａ、Ｆ２Ｂの削減額Ｄを算出する。その削減額Ｄから蒸気生産者１の運営費の増額分（α１１＋α１２）及びエネルギー連携サービス事業者３のサービス料（α３１＋α３２）を差し引いた額を省エネルギー利益Ｐとして算出する。次いで、省エネルギー利益Ｐを予め決められた分配率に従って蒸気生産者１と蒸気需要者２Ａ、２Ｂとエネルギー連携サービス事業者３への分配額を算出する。
【００５２】
ここで、利益分配演算手段６０ａの具体例な構成を図５〜７を参照して説明する。図５は、利益分配演算手段６０ａのハードウエアの構成であり、演算処理装置７１、Ｉ／Ｏ装置７２、データベース７３、通信装置７４及び図示していないモニタを備えて構成されている。演算処理装置７１は、Ｉ／Ｏ装置７２を介して蒸気量Ｑ０、ＱＡ、ＱＢ１〜３、Ｑ３の計測値及び蒸気生産者１の買電量を周期的に取り込み、データベース７３に記録するようになっている。また、演算処理装置７１は、インターネットに接続された通信装置７４を介して、燃料の種類ごとの単価を取得してデータベース７３に記録するとともに、利益分配演算の結果を蒸気生産者１、蒸気需要者２Ａ，２Ｂ，及びエネルギー連携サービス事業者３に設けられた情報処理端末に送信するようになっている。
【００５３】
演算処理装置７１における利益分配演算の手順は、図６に示すように、蒸気量Ｑ０、ＱＡ、ＱＢ１〜３、Ｑ３の計測値及び蒸気生産者１の買電量を周期的に取り込み、計測データとしてデータベース７３に記録する（Ｓ１）。そして、予め定められた期間(例えば、週、月、年)ごとに、定期的に蒸気融通量である蒸気量ＱＡ、ＱＢ１〜３を集計する（Ｓ２）。次に、蒸気量ＱＡ、ＱＢ１〜３を融通したことに伴う燃料費削減額を算出する(Ｓ３)。燃料費削減額は、図７に示すように、蒸気需要者２Ａ，２Ｂがそれぞれ休止等したボイラ３１、ボイラ３９の燃料種類(Ａ重油、Ｃ重油)と、蒸気量ＱＡ、ＱＢ１〜３に対応する燃料量（ＫＬ）を求め、これに計算時点における燃料単価ＯＡ、ＯＣを乗算し、これに表１に示した燃料費以外の運営費を加算して連携前の運営費Ｆ’２Ａ，Ｆ’２Ｂを求め、これから連携後の運営費Ｆ２Ａ，Ｆ２Ｂを差し引いて、運営費の減少分を求める。ここで、削減できる燃料量は、ボイラの容量に応じて係数ｋ１〜ｋ４を設定しておき、データベース７３に記憶しておいたものを用いる。
【００５４】
次いで、ステップＳ４で、蒸気生産者１の買電量の計測データに基づいて、買電料金の基本料α１１、従量料金α１２を算出する。買電料金の基本料及び従量料金は予めデータベース７３に記憶しておいたものを用いる。さらに、サービス料として予め定められたα３１、α３２を蒸気送気量Ｑ０に基づいて求める。そして、買電料金とサービス料を加算して運営費の増加分を求める。
【００５５】
ステップＳ５では、運営費の減少分から運営費の増加分を差し引いて、省エネルギー利益を算出し、ステップＳ６で予め設定してデータベース７３に記憶しておいた分配率に従って、省エネルギー利益を４者で分配し、その結果をインターネットを介して、蒸気生産者１、蒸気需要者２Ａ，２Ｂ，及びエネルギー連携サービス事業者３に設けられた情報処理端末に送信し、ステップＳ１に戻って繰り返す。
【００５６】
一方、運用制御手段６０ｂは、減温減圧器４１，４７，５０，５１に水噴霧量を制御して蒸気融通設備４０における蒸気の温度圧力を所定値に保持するように制御する。また、運用制御手段６０ｂは、複数台に分割されたボイラ５２の運転台数、燃料５３の種類を切り替え制御するとともに、蒸気タービン発電機４６を制御する。
【００５７】
また、排熱ボイラ１３、ボイラ２７，３７，５２などのボイラは、それぞれ特性が異なる。そこで、運用制御手段６０ｂは、蒸気エネルギー連携システムにおける蒸気の供給信頼性を確保するために、生産プロセス２５，３５の蒸気の需要予測パターンを求めている。そして、その需要予測パターンに対応して各ボイラの運転を制御する最適運転計画を立てて、蒸気エネルギー連携システムの運用状態に応じて各ボイラを制御する。特に、複数のボイラからなるボイラ２７，５２の運転台数を制御することにより最適運転計画を立てる。
【００５８】
ところで、本実施形態では、エネルギー削減及びＣＯ２排出量削減を狙いとすることにより、一般ごみ焼却処理を最優先する運用になる。しかし、本発明はこれに限らず、排熱ボイラ１３、ボイラ２７，３７，５２などのボイラの最適運転計画の改善方式として、蒸気需要量の変化に対応して運転するボイラの選定を最適化することが望ましい。例えば、本実施形態でボイラ５２を複数台に分割したのは、省エネルギー優先、ＣＯ２排出量最小優先、運転コスト最小優先の３つを設定して、複数台のボイラ５２のうち運転するボイラの選定を最適化する。特に、複数のボイラ５２の燃料である重油の種類（例えば、Ａ重油、Ｂ重油、Ｃ重油）を切り代えて、ＣＯ２排出原単位、燃料費、ボイラ効率などのボイラ特性に応じて、運転すべきボイラを選定することが好ましい。また、大型のボイラは停止から起動するまで１日ないし２日も係る場合があるから、台数切替や、緊急時対応をその都度考えて、運転すべきボイラ５２を選定する必要がある。また、ボイラ５２に限らず、複数のボイラからなるボイラ２７についても同様に、運転すべきボイラを選定することが好ましい。
【００５９】
以上説明したように、本実施形態の蒸気エネルギー連携サービス事業システムによれば、蒸気生産者１が蒸気生産設備である排熱ボイラ１３により生産した蒸気を電力に変換することなく、蒸気需要者２Ａ、２Ｂの蒸気負荷設備である生産プロセス２５，３５に供給することにより、電力変換に伴うエネルギー損失をなくすことができる。その結果、電力変換に伴うエネルギー損失に見合う分だけ、蒸気需要者２Ａ、２Ｂが自家蒸気生産設備であるボイラ３１，３９で生産する重油等の燃料を減らすことができるから、全体として省エネルギーに寄与することができる。また、重油等の燃料の削減量に応じてＣＯ２排出量を削減できるので、地球環境負荷を軽減できる。
【００６０】
重油等の燃料の種類に応じて定められたＣＯ２排出係数の例を表２に示す。
【表２】
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表２において、買電のＣＯ２排出係数は、各電力会社のエネルギー源（原子力、水力、化石燃料、等）の組合せに依存して決められる。
【００６１】
さらに、エネルギー連携サービス事業者３は、蒸気生産者１と蒸気需要者２Ａ、２Ｂと間の蒸気エネルギーの融通に伴う計画及び設計を行なって、省エネルギー及び経済性を考慮したフィージビリティスタディを行ない、エネルギー連携サービス事業者３が蒸気融通設備４０等の費用負担、蒸気エネルギーの供給信頼性の確保等に係る費用を負担し、その費用負担を省エネルギー利益の範囲内で賄えるように計画することにより、蒸気エネルギー連携を実現することができる。なお、エネルギー連携サービス事業者３は、蒸気エネルギー融通を実施した場合の経済的利益である省エネルギー利益の予測を含め、実現可能性を検討するフィージビリティスタディ等の企画、検討を行なう高度のエンジニヤリングレベルを有することが要求される。
【００６２】
さらに、本実施形態のエネルギー連携サービス事業システムは、蒸気融通設備を運用することにより発生する省エネルギー利益を分配する利益分配演算手段を設けているから、損益分岐点以上の省エネルギーが達成され、省エネルギー利益が生じたときは、蒸気生産者１と蒸気需要者２Ａ、２Ｂとエネルギー連携サービス事業者３への分配するようにしているから、蒸気エネルギーの連携の促進効果がある。
【００６３】
特に、蒸気融通設備４０をエネルギー連携サービス事業者３が所有する形態にしても、エネルギー連携サービス事業者３は省エネルギー利益の中から連携サービスに係る費用をサービス料の形態で回収でき、蒸気生産者１及び蒸気需要者２Ａ、２Ｂは設備投資をすることなく、エネルギー連携サービス事業システムを実現できるから、蒸気エネルギーの連携が一層促進される。
【００６４】
また、本実施形態においては、蒸気生産者１は一般ごみを燃焼する燃焼炉の排ガスの熱を回収する排熱ボイラ１３で蒸気を生産しており、一般ごみのＣＯ２排出量は“０”と見做されるから、一層、ＣＯ２排出量の削減効果が得られる。
【００６５】
上記実施形態では、年単位で省エネルギー利益を算出する例を説明したが、本発明はこれに限らず、週、月、等の予め定めた期間ごとに省エネルギー利益を算出することができる。サービス料についても同様に、週、月、等の予め定めた期間ごとに取り決めすることができる。
【００６６】
上記実施形態では、蒸気生産者は、一般ごみを焼却処理して発生する排ガスの排熱により蒸気を生産する例を説明したが、本発明はこれに限らず、バイオマス系燃料を燃焼して蒸気を生産する場合に適用できることはいうまでもない。この場合は、蒸気を電気に変換することによるエネルギー損失を削減するとともに、蒸気需要者が重油を燃料として蒸気を生産する場合に比して、ＣＯ２排出量を削減することができ、社会的メリットが大きい。
【００６７】
また、本発明は、蒸気生産者が重油を燃焼して蒸気を生産する場合に適用できることはいうまでもない。この場合は、蒸気を電気に変換することによるエネルギー損失を削減することができる。
【符号の説明】
【００６８】
１  蒸気生産者
２Ａ，２Ｂ  蒸気需要者
３  エネルギー連携サービス事業者
１２  焼却炉
１３  排熱ボイラ
２０  蒸気タービン発電機（休止又は廃止）
２５  生産プロセス
３１  ボイラ（休止又は廃止）
３５  生産プロセス
３９  ボイラ（休止又は廃止）
４０  蒸気融通設備
４１、４７，５０，５１  減温減圧器
４６  蒸気タービン発電機
４９  アキュムレータ
５２  ボイラ
６０  融通運用装置
６０ａ  利益分配演算手段
６０ｂ  運用制御手段
６１  給水処理装置
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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