(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
送配電系統に接続され、水素生成装置と水素貯蔵装置と水素を燃料とする燃料電池発電装置をもつ複数の需要家に対し、予め定められた範囲内で電力を供給する電力供給方法において、
前記需要家の各々とネットワークで接続される監視制御センタが、各需要家における買電量、発電量及び託送量に基づく電力の需給状態及び水素貯蔵装置の水素貯蔵量を収集し、各需要家の現在の需要予測に応じて各需要家の買電量、発電量及び託送量を決定し、それぞれの需要家に電力需給状態を制御する情報を生成、送信するとともに、需要家毎の使用電力量に基いて電力力金の課金処理を行い、
前記電力料金は、前記燃料電池発電装置と水素生成装置と水素貯蔵装置の運転コスト、前記買電のコスト、前記託送のコストを含む変動料金単価に前記使用電力量を乗じて算出することを特徴とする電力供給方法。
【請求項２】
請求項１において、
前記監視制御センタは、前記複数の需要家の買電量、発電量及び託送量によるトータルコストが最小化するように制御することを特徴とする電力供給方法。
【請求項３】
請求項１または２において、
前記電力料金は、多数の予測負荷パターンを計算し、その結果に統計的処理を行うことによりリスクを評価し、不確定要因を考慮せずに算出した固定料金に前記リスクによるリスク分を加算して最終料金とすることを特徴とする電力供給方法。
【請求項４】
送配電系統に接続され、水素生成装置と水素貯蔵装置と水素を燃料とする燃料電池発電装置と複数の負荷をもつ複数の需要家と、これら需要家とネットワークで接続され各需要家の電力供給状態を制御する集中監視制御センタを備える電力供給システムにおいて、
前記監視制御センタが、各需要家の買電量、発電量及び託送量に基づく電力の需給状態及び水素貯蔵装置の水素貯蔵量を収集し、それぞれの需要家の電力需給状態を制御する情報を送信する通信手段と、各需要家の需要予測に応じて各需要家の買電量、発電量及び託送量を決定する演算手段とを有し、
前記需要家の構内には二つ以上の構内配電系統を有し、少なくとも一つの構内配電系統には電力会社から買電するための変電設備と、受電した電力を用いて水素を製造する前記水素生成装置と、生成された水素を貯蔵する前記水素貯蔵装置を接続し、少なくとも他の一つの構内配電系統には他の需要家との間で託送を行うための変電設備、系統連系装置及び前記燃料電池発電装置を接続し、かつ、各負荷を上記いずれかの構内配電系統に切り換え接続する切換装置を設けていることを特徴とする電力供給システム。
【請求項５】
請求項４において、
前記監視制御センタは、前記水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置の少なくとも一つを自己の保有としていることを特徴とする電力供給システム。
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、需要家の要求に応じて電力の供給を行なう技術に係わり、複数の需要家が電力系統からの買電、水素を燃料とする燃料電池発電、更に、発電した電力の需要家間での融通（託送）を含む需給状態の場合に、各需要家の需給状態を一括して制御する方式及びビジネスに関する。
【０００２】
【従来の技術】
従来、需要家が消費する電力の大部分は一般電気事業者により供給されている。多くの電力を消費する需要家に対する電力供給約款として、各種の契約が用意されている。業務用需要家においては、昼間と夜間の電力需要が大きく異なっており、電力需要全体としても、夜間に対し昼間の電力需要が大きいため、電力需要の平準化を目的として、昼間に比べて安価な夜間料金も設けられている。
【０００３】
夜間電力の有効利用のため、夜間にお湯や氷を作製しておき、昼間に冷暖房等に使用することが行なわれている。また、夜間電力を利用して水素を製造し、動力発生や輸送機関用に使用するための研究開発が、新エネルギー・産業技術総合開発機構（ＮＥＤＯ）により行なわれており、平成１１年度成果報告書「水素利用国際クリーンエネルギーシステム技術  タスク７  水素供給ステーションの開発」に詳しく報告されている。
【０００４】
水素を燃料とする燃料電池に関する研究開発も各所で行なわれており、米国では、北極圏にあるアラスカ沿岸の孤立した集落において、出力変動が大きい風力発電による電力を用いて一度水素を製造し、それを燃料として燃料電池による発電を行なうというプロジェクトがエネルギー省（ＤＯＥ）により行なわれている。
【０００５】
また、水素生成装置、水素貯蔵装置及び燃料電池を備え、夜間に水素を蓄えて、昼間に水素を燃料とする発電を行い、ピーク電力負荷の平準化を行なう提案もなされている（特開２００１−１２６７４２号）。
【０００６】
【発明が解決しようとする課題】
夜間電力を使用して水素を生成、貯蔵し、電力需要に合わせ、水素を燃料として発電を行なうことにより、ピーク電力負荷の平準化が可能となる。しかし、水素を燃料とする燃料電池の発電では、水素への変換、電気への変換に伴う効率の低下を補って余りある利点がなければならない。水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置を効率良く運用する必要があるばかりでなく、特に、都市部の需要家においては、水素を貯蔵する際に、限られたスペースでの貯蔵が必要となる。
【０００７】
また、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池等の設備を設置しなければならないため、多額の初期投資を必要とするばかりでなく、運転、メンテナンス等のためにも、かなりの費用がかかるという問題がある。
【０００８】
業務用需要家内での燃料電池による発電においては、一般電気事業者あるいは配電会社（以下、電力会社と呼ぶ）の送配電系統への連系が必要となる。買電の場合、電力会社に支払われる１ヶ月分の電気料金は、
電気料金＝基本料金ラ力率補正＋電力量料金−選択契約料金±燃料費調整額
となる。
【０００９】
ここで、基本料金は受電する最大契約電力で決まる。また、電力量料金は受電した電力量で決まる従量料金である。従って、電力量が少なくても、最大電力が大きいと基本料金が高く、電気料金も高くなる。電力会社からの受電は、最大電力をやや下回るほぼ一定の電力を受電するのが望ましい。
【００１０】
電力会社との間で、接続供給約款を結ぶことにより、発電設備を持つ需要家が他の需要家に対して電力を送る、いわゆる託送が可能である。その際は、電力会社が、送配電系統への受電電力量及び需要場所（複数でも良い）での供給電力量を計量する。上記受電電力量から損失を差し引いた託送電力量と供給電力の総和が、３０分単位で一致するように、発電装置出力あるいは負荷装置（出力、稼動／停止）を調整する必要がある。
【００１１】
本発明の目的は、上記した従来技術の問題点に鑑み、買電、発電及び託送の混在する各需要家の需給状態を一括して制御する電力供給方法及びシステムを提供することにある。また、水素生成と貯蔵による電力負荷ピークの平準化を行い、需要家の負担を軽減した様態で電力の供給を可能にするビジネスを提供することにある。
【００１２】
【課題を解決するための手段】
上記目的を達成する本発明は、送配電系統に接続され、水素生成装置と水素貯蔵装置と水素を燃料とする燃料電池発電装置をもつ複数の需要家に対し、予め定められた範囲内で電力を供給する電力供給方法において、前記需要家の各々とネットワークで接続される監視制御センタが、各需要家における買電量、発電量及び託送量に基づく電力の需給状態及び前記水素貯蔵装置の水素貯蔵量を収集し、各需要家の現在の需要予測に応じて各需要家の買電量、発電量及び託送量を決定し、それぞれの需要家に電力需給状態を制御する情報を生成、送信するとともに、需要家毎の使用電力量に基づいて電力料金の課金処理を行うことを特徴とする。
【００１３】
また、前記監視制御センタは、前記複数の需要家の買電量、発電量及び託送量によるトータルコストが最小化するように制御することを特徴とする。
【００１４】
また、前記需要予測の不確定要因に対し、予測外れのリスクを確率微分方程式により評価し、該リスクを吸収可能に前記電力料金に反映する。
【００１５】
さらに、前記電力料金は、前記燃料電池発電装置と水素生成装置と水素貯蔵装置の運転コスト、前記買電のコスト、前記託送のコストを含む変動料金単価に前記使用電力量を乗じて算出する。
【００１６】
本発明の方法を実現する電力供給システムは、送配電系統に接続され、水素生成装置と水素貯蔵装置と水素を燃料とする燃料電池発電装置と複数の負荷をもつ複数の需要家と、これら需要家とネットワークで接続され各需要家の電力供給状態を制御する集中監視制御センタを備え、前記監視制御センタが、各需要家の買電量、発電量及び託送量に基づく電力の需給状態及び前記水素貯蔵装置の水素貯蔵量を収集し、それぞれの需要家の電力需給状態を制御する情報を送信する通信手段と、各需要家の需要予測に応じて各需要家の買電量、発電量及び託送量を一括して決定する演算手段と、需要家毎の使用電力量に基づいて電力料金の課金処理を行う課金手段を設けることを特徴とする。
【００１７】
前記監視制御センタは、前記水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置の少なくとも一つを自己の保有とする。
【００１８】
また、前記需要家の構内には二つ以上の構内配電系統を有し、少なくとも一つの構内配電系統には電力会社から買電するための変電設備と、受電した電力を用いて水素を製造する前記水素生成装置と、生成された水素を貯蔵する前記水素貯蔵装置を接続し、少なくとも他の一つの構内配電系統には他の需要家との間で託送を行うための変電設備、系統連系装置及び前記燃料電池発電装置を接続し、かつ、各負荷を上記いずれかの構内配電系統に切り換えて接続する切換装置を設けている。
【００１９】
本発明によれば、各負荷は、切換装置により、上記いずれかの構内配電系統に接続される。各負荷の消費電力等の情報は、需要家内の監視制御装置を経て、集中監視制御センタに送られ、同センタが統括する各需要家からの負荷消費電力から予測した翌日の電力需要に基づいて、それぞれの需要家において、夜間電力を利用して水素を生成、貯蔵する。昼間には負荷消費電力の変動に応じた短期の需要予測を行い、系統からの買電量、前記燃料電池発電装置による発電量、需要家間での電力融通の量（託送電力）を、全需要家の電力供給コストのトータルが最小化されるように決定する。これにより、各構内配電系統への負荷等の接続の切換えが行われる。
【００２０】
これによれば、各需要家の負荷消費電力は変動するが、買電電力と燃料電池発電装置による発電量、需要家間で託送量が適切に配分されるので、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置等の設備を効率良く使用でき、水素貯蔵スペースもコンパクトにできる。
【００２１】
また、夜間電力で生成した水素を用いた燃料電池発電の普及に伴い、昼間の受電を低く抑えることができるので、需要家から支払われる電力料金が低減できる。
【００２２】
さらに、燃料電池発電装置や水素生成装置と水素貯蔵装置等の全部あるいは一部を、集中監視制御センタ、つまりサービス提供者の保有としているので、需要家の負担が大幅に軽減できる。
【００２３】
【発明の実施の形態】
以下、本発明の実施形態について説明する。実施形態の詳細な説明に先立ち、本発明による電力供給サービスの基本概念について説明する。
【００２４】
本発明では、サービス提供者が、顧客（需要家）との間で締結した電力供給サービス契約に基づいて、電力供給サービスを実行するものである。そして、本発明は典型的な様態として、このような契約に基づく電力供給サービスに適用することができる。
【００２５】
そのために、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、系統連系装置及び切換装置を用いて、発電装置で発電した電力、および／または、送配電系統からの電力を負荷装置に提供する。この際、水素製造技術、水素貯蔵技術、燃料電池発電装置運転技術、系統連系装置技術、負荷切換装置技術、各装置の状態データ収集技術、負荷装置の状態データ収集技術、通信技術等を利用して、各需要家での電力需給状態を把握すると共に、この電力需給状態を目的の状態とするよう制御を行う。
【００２６】
具体的には、契約者の一方である契約者Ｂ（サービス提供者）は、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、系統連系装置、切換装置、需要家側モニタ装置、制御装置の少なくとも一部を、契約者Ａ（顧客）が所有する需要家構内に導入する。契約者Ｂは予め定められた品質の電力を契約最大電力を限度として、契約者Ａに供給する。
【００２７】
上述のモニタ装置および制御装置を用いて、供給電力量を記録し、これに基づき、契約で定められた単価を用いて算出された使用料金が決定される。契約者Ａは、これに基づいて契約者Ｂに支払いを行う。また、万が一、契約の品質の電力が供給できない場合には、予め定められた額により、補償金を確定し、契約者Ｂは契約者Ａに支払うようにする。
【００２８】
具体的には、次のようにして行う。まず、契約者Ａ（通常は複数）の所有する構内に、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、系統連系装置、切換装置、需要家側モニタ装置、制御装置を導入する。そして、導入されたモニタ装置、制御装置を通じて収集された、負荷装置消費電力、切換装置状態、発電装置発電量、水素貯蔵量（残量）、送配電系統からの受電量、他需要家への送電量（託送）、電力品質に係わるデータ（電圧、周波数、高調波含有率等）を通信手段を用いて、契約者Ｂが所有する集中監視制御センタに送る。
【００２９】
契約者Ａから送られた情報とオープン型通信手段によって得られた情報に基づき、演算処理装置により、契約者Ｂは、各需要家構内における電力需要予測を行うとともに、夜間電力を利用した、水素生成、貯蔵量を決定する。電力会社から受電（買電）する場合の購入料金、電力託送料金を考慮し、需要家構内の発電装置での発電量、需要家間での電力の融通量を決定する。また、定期的メンテナンスのほか、故障等不定期でメンテナンスが必要となる場合は、負荷を接続する構内の配電系統を切換えることにより、電力会社からの買電の量を増やすことで対処する。なお、故障等の情報は、集中監視制御センタに集められており、速やかに復旧作業に向かうことができる。
【００３０】
課金処理は、集中監視制御センタに配置された、電力情報データベース、コスト情報データベースのデータに基づき、料金算出期間における使用電力量から請求料金を算出し、表示装置に表示する。これに基づき料金の徴収が行われる。
【００３１】
以上により、契約者Ａ（顧客）は、初期投資、および、運転やメンテナンスを行うことなく、低料金で所定の品質の電力供給が受けられる、電力供給方法と装置が提供可能となる。
【００３２】
なお、このサービスを実施する際、サービス事業者は、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、系統連系装置、切換装置、需要家側モニタ装置、制御装置等に自身の資産を用いるか、または、第三者の資産を借用することにより運用するかを選択できることは言うまでもない。また、水素生成装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、系統連系装置、切換装置、需要家側モニタ装置、制御装置等の一部が契約者Ａの資産であってもよい。それを借用して運用することも可能である。
【００３３】
次に、本発明の実施形態について図面に基づいて説明する。図１は、本発明が適用されるシステム構成の概要を示す。需要家１〜３、送配電設備所有者が所有する送配電系統１００ａ，１００ｂと、サービス提供事業者の集中監視制御センタ３００が示される。
【００３４】
それぞれ顧客である契約者Ａ（１，２，３、…、ｎ）と、サービス提供事業者である契約者Ｂとの間のサービス提供契約に基づいて、電力供給サービスが行われる。ただし、図１では、簡単のため、需要家１〜３のみを示しているが、実際には、さらに多数の需要家の存在が予定される。需要家は１〜３は、同一の顧客でも、異なる顧客であってもよい。
【００３５】
送配電系統１００ａ，１００ｂは、送配電事業者の管理下にある送配電のための設備、すなわち、送配電線、開閉器１０５、電圧調整器１０６等から構成される。送配電事業者は前述したサービス提供事業者と同一主体であっても、また異なる主体であってもよい。ここでは、異なる主体として説明する。送配電系統１００ａ、１００ｂには、図示はしていないが、発電所または変電所が接続されている。
【００３６】
図２に各需要家の設定値を示す。それぞれの需要家８０１に最大負荷８０２、受電／連系電圧８０３、設置されている発電機の容量８０４ａおよび台数８０４ｂ、水素貯蔵量８０５とが設定される。このデータは、集中監視制御センタ３００に保有される。図示の例では、需要家１〜５のいずれも６．６ｋＶで受電および系統連系されている。
【００３７】
契約者Ａが所有する需要家構内１には、送配電系統１００ａから分岐された電線が、受電装置１１（電力計測、保護）、電圧変換装置１２を経て、構内配電系統（Ａ系）１６に接続されている。送配電系統１００ｂから分岐された電線が、系統連系装置１７（電力計測、瞬時電圧低下、単独運転検出、保護）、電圧変換装置１２を経て、構内配電系統（Ｂ系）１８に接続され、主として、電力の託送に用いられる。図１では省略しているが、機器と配電線の保護のために、遮断器、断路器等が各所に設けられている。
【００３８】
更に、構内には、燃料電池発電装置３、水素生成装置４、水素貯蔵装置５が設けられており、燃料電池発電装置３、あるいは水素生成装置４と水素貯蔵装置５は水素配管３０で結ばれている。燃料電池発電装置３で発電した電力は、切換装置１９により、構内配電系統（Ａ系）１６あるいは構内配電系統（Ｂ系）１８に送られる。
【００３９】
水素生成装置４は水を電気分解することにより、水素を生成する固体高分子型水素生成装置であり、電気分解に必要な電力は構内配電系統（Ａ系）から供給される。
【００４０】
水素生成装置４で生成された水素は、水素貯蔵装置５に貯蔵される。水素貯蔵量が不足する場合、天然ガスの改質により生成された水素を合わせて貯蔵しても良い。水素貯蔵装置５は、複数のボンベ状の貯蔵容器（図示していない）から構成され、圧力１００〜１５０気圧に加圧充填され、貯蔵される。
【００４１】
燃料電池発電装置３で発電された電力は、構内配電系統（Ａ系）１６を経て、構内の負荷装置９に供給される場合と、構内配電系統（Ｂ系）を経て、他需要家に託送される場合がある。発電の際、二次的に生成される熱は、熱給配管４０を経て、熱利用装置８（暖房、給湯）に供給される。
【００４２】
負荷装置９は、切換装置１９により、構内配電系統（Ａ系）１６あるいは構内配電系統（Ｂ系）１８に接続される。
【００４３】
各装置（３、４、５、８、９、１９）は、構内通信線２０により、需要家監視制御装置２に結ばれており、モニタデータや制御信号の伝送が行われる。需要家監視制御装置２は、一般通信線１１０、公衆通信網１３０を経て、集中監視制御センタ３００に接続されている。
【００４４】
図３は、需要家監視制御装置の詳細を示すブロック図である。需要家監視制御装置２は、その機能として、構内の電力の状態を示す各種状態信号の入力を受け付ける状態信号受信部２５１と、構内の機器に対して電力の供給に関する制御を行うための制御信号を出力する制御信号発生部２５２と、入力された各種状態信号を集中監視制御センタ３００に報告する処理を行うとともに、集中監視制御センタ３００からの指示に基づいて制御信号を発生する演算処理部２５３と、各種信号等を記憶するメモリ部２５４と、集中監視制御センタ３００との通信を行う通信機能部２５５とを備えている。
【００４５】
需要家監視制御装置２は、前述した各機能を実現するためのハードウェア資源として、図示していないが、コンピュータと、通信装置、信号入出力のための機器を有する。すなわち、各種機能を実現するための処理をプログラムにしたがって実行する中央演算処理装置と、中央演算処理装置が実行するプログラム、各種データを記憶するメモリおよび記憶装置と、通信を行うための通信装置と、各種信号の入出力に用いられるインターフェース回路とを有する。
【００４６】
状態信号受信部２５１には、負荷装置状態信号Ｓ１（＃１〜＃ｎ）、負荷装置切換装置状態信号Ｓ２（＃１〜＃ｎ）、発電装置状態信号Ｓ３（＃１〜＃ｍ）、発電装置切換装置状態信号Ｓ４（＃１〜＃ｍ）の信号が入力される。負荷装置状態信号Ｓ１には、負荷装置９での消費電力が含まれる。この負荷装置状態信号は、集中監視センタ３００での需要予測のベースとなる。負荷装置切換装置状態信号Ｓ２は、それぞれの負荷９が、構内配電系統、Ａ系、Ｂ系のどちらに接続されているかの信号が含まれる。
【００４７】
各種状態信号Ｓ１〜Ｓ４は、演算処理部２５３でその特徴量が抽出され、所定の時刻に集中監視制御センタ３００に伝送される。集中監視制御センタで決定された各需要家の機器の制御信号データは、所定の時刻に需要家の監視装置２に送られる。集中監視制御センタ３００から送られた制御信号データと需要家内の電力供給状態、機器動作状態に基づき、機器を制御するための信号、負荷装置制御信号Ｓ５（＃１〜＃ｎ）、負荷装置切換装置制御信号Ｓ６（＃１〜＃ｎ）、発電装置制御信号Ｓ７（＃１〜＃ｍ）、発電装置切換装置制御信号Ｓ８（＃１〜＃ｍ）を生成し、各機器の制御を行う。なお、集中監視制御センタ３００から送られた制御信号データのみで、上述の各機器の制御を行うことも可能である。
【００４８】
図４は、集中監視制御センタ３００の主要機器を示すブロック図である。集中監視制御センタ３００には、需要家監視制御装置２から送られてくる情報を受取る通信装置３０１と、運転・メンテナンス計画、電力諸量評価、課金処理等の各種処理を行うための演算処理装置３０２と、指示等の入力を受け付ける入力装置３０３と、表示装置３１０を有する。演算処理装置３０２には、データを記憶してデータベース３０４〜３０８を構成するための記憶装置が接続される。
【００４９】
演算処理装置３０２は、表示装置３１０に、発電装置動作状態、切換装置・開閉装置状態、負荷装置状態、運転指示、メンテナンス指示等を表示させる。演算処理の結果は、データベースに格納され、必要に応じ、データベースから、データを取り出して、別の演算処理に利用される。演算処理装置３０２は、コンピュータで構成され、図示していないが、中央演算装置、メモリ、プログラムを記憶する記憶装置等を有する。
【００５０】
データベースとしては、需要電力データベース３０４、供給・託送電力データベース３０５、水素貯蔵データベース３０６、メンテナンス情報データベース３０７、コスト情報データベース３０８がある。需要電力データベース３０４は、負荷装置の消費電力等の需要予測に必要なデータが格納されている。供給、託送電力データベース３０５には、買電による電力、構内の発電装置、あるいは、託送により供給された電力のデータが格納されている。水素貯蔵データベース３０６には、各需要家における水素貯蔵量、更なる貯蔵可能量を蓄える。メンテナンス情報データベース３０７には、需要家構内に設置した各種機器についての、定期点検の予定などのメンテナンス時期、メンテナンス履歴情報、部品等の交換記録等のメンテナンスに関する情報が格納される。コスト情報データベース３０８には、電力の使用料金を決定するための各種データが格納されている。
【００５１】
図５は、集中監視制御センタに設けられている表示装置３１０の表示画面（一部）を示す説明図で、負荷需要と電力の供給状況を示している。各需要家（＃１〜＃５）３５１について、電力需要の予測値３５２、Ａ系、Ｂ系ごとの供給電力３５３ａ、３５３ｂ、需要家での発電電力の供給元３５４ａ〜３５４ｃ（自家、託送）、水素貯蔵量３５５が表示される。各需要家での発電電力の供給元について、太枠（対角項）は自家発電による電力供給を、その他は託送による受電の電力供給を表している。
【００５２】
図６は、集中監視制御センタにおける処理を示す概略図である。夜間において、昼間の各需要家の消費電力の履歴や気象の予測等から、翌日の需要電力を予測し、水素貯蔵量を決定する。通常は午後１１時までに行われ、これに基づき、水素生成装置４、水素貯蔵装置５を稼動させる。
【００５３】
昼間においては、各需要家の消費電力（実績）と気象（天候、気温）により前日に作成した需要電力予測に補正を加え、より高い精度の短期（例えば、１０分毎）の需要電力予測を作成する。需要電力予測、水素貯蔵量、電力価格情報、定期点検計画、トラブル情報を考慮して、最適な買電、自家発電量と、必要に応じ託送電力を決定し、これに基づき、発電装置を稼動させる。また、託送電力の送受電を適切に行うために、該当需要家において、発電装置、負荷装置の構内配電系統の接続状態を切換える。
【００５４】
なお、これまでの説明では、発電装置は燃料電池のみとしてきたが、自家発電量が不足する場合は、ＣＯ2ガスの排出が比較的少ない、ガスタービン発電装置を補助的に併用することも可能である。
【００５５】
次に、需要電力の予測方法について説明する。各需要家における需要予測処理は、需要電力データベース３０４に蓄積されている過去の負荷パターンを統計処理したものをベースとして、天候、気温をパラメータとして、予測計算を行う。各パラメータについて、それらの影響度を、予測値と実測値の差を少なくするように、徐々に修正する処理を繰返し行うアルゴリズムにより、比較的正確に需要を予測することができる。具体的には、次のようにして行う。
【００５６】
ａ．季節、曜日、天気など、予測対象日と条件が近い負荷パターンをデータベースから抽出する。
【００５７】
ｂ．ａの負荷パターンの平均をとり、基本的な予測負荷パターン（F0(t)、０≦ｔ≦24hr.）とする。これをベース需要と呼ぶ。
【００５８】
ｃ．ｂで求めた基本的な予測負荷パターンに、当日の天候、気温などによる補正を加える。最終的な予測負荷パターンF(ｔ)（0≦ｔ≦24hr）は、次式で与えられる。
【００５９】
F(ｔ)＝F0(ｔ)＋G1(ｔ)＋G2(ｔ)＋G3(ｔ)      （１）
ここで、F0(ｔ)：ベース需要，G1(ｔ)：天候による照明需要の補正，G2(ｔ)：気温による冷暖房需要の補正，G2(ｔ)：係数ラ（予想気温−ベース需要の気温），G3(ｔ)：イベントによる需要変動を表す。G1(ｔ)，G2(ｔ)，G3(ｔ)の各関数は、予測値と実測値の差が小さくなるように修正されている。
【００６０】
発電装置の出力は、上述の方法で求めた予測値に対して制御される。実測値と予測値の間で生じた偏差は、後述する料金設定（固定料金）にとって、リスクとなる。すなわち、予測より実測が大きく上回った場合、割高な昼間の電力を多く購入する必要があり、電力を供給するためのコストが上昇する。
【００６１】
このような状況に対処するためには、不確定要因による需要変動リスクを評価する必要がある。本実施例では、次の確率微分方程式を用いたリスク評価法を採用している。予想される需要の変化について、次の関係が成り立つことが、知られている。
【００６２】
時間増分での需要(確率)の変化＝トレンドラ時間増分＋標準偏差項＊ウィーナー過程増分          （２）
（２）式で、トレンドは最終的な予測負荷パターンF(ｔ)の単位時間あたりの変化分に相当する。標準偏差項はボラティリティとも呼ばれ予測値と実測値の差が小さくなるように決定される。
【００６３】
図７は、同一の予測負荷パターンに対し、不確定要因を考慮した場合で、３パターンの予測を示している。実際には、多くのパターンを計算し、その結果に統計的処理を行うことによりリスクを評価し、不確定要因を考慮せずに算出した固定料金に、そのリスク分を加算し、最終的な料金としている。
【００６４】
次に、本実施形態における最適な電力供給の方法について述べる。図８は、負荷における消費電力、発電電力、買電電力、託送電力の量的な関係を模式的に示している。実際には、需要家は１からNまであるが、需要家iと需要家jのみを示している。401は消費電力、402は発電電力、403は買電電力、405は託送電力、404は水素貯蔵量を表す。図中の記号のサフィクスは該当する需要家をあらわす。例えば、Gｊは需要家ｊの発電電力を、また、Dijは需要家ｉから需要家ｊへの託送電力を表す。簡単のため、託送時の損失は無いものとして説明する。
【００６５】
需要家ｊでは、負荷における消費電力（Ｌｊ）は、自家の発電電力（Gｊ）と買電電力（Ｂｊ）と託送電力（Dij）の和に等しくならなければならない。すなわち１〜Nのｊについて、式（３）が成り立つ。
【００６６】
Ｌｊ＝Gｊ＋Ｂｊ＋ΣDij              （３）
ただし、Σはｉが１からNまでの総和（ｊを除く）を表す。
【００６７】
発電装置の最大出力や買電電力には上限、場合によっては下限があり、これらが、最適化を行う際の拘束条件となる。
【００６８】
需要家ｊについて、電力供給に必要な費用Φｊは、発電に必要な費用、買電に必要な費用、託送に必要な費用、その他の経費（ｅｊ）からなる。発電に必要な費用は、発電電力と発電単価ｇｊ（前日水素を製造するのにかかった費用等により決定される）で、買電に必要な費用は、買電電力と従量料金（ａｊ）および基本料金（ｂｊ）で、託送に必要な費用は、託送電力と託送従量料金（ｃｊ）と託送基本料金（ｄｊ）で決まり、式（４）のようになる。
【００６９】
Φｊ＝ｇｊ×Gｊ＋ａｊ×Ｂｊ＋ｂｊ＋Σ（ｃｊ×Dij＋ｄｊ）＋ｅｊ    （４）
ただし、（４）式で、Σはｉが１からNまでの総和（ｊを除く）を表す。
【００７０】
全ての需要家の電力を供給するのに必要な費用Φは、式（５）となる。
【００７１】
Φ＝ΣΦｊ          （５）
ただし、式（５）で、Σはｊが１からNまでの総和を表す。
【００７２】
与えられた負荷消費電力（Ｌｊ：ｊ＝１〜N）に対し、上述の拘束条件の下、その費用Φが最小になるように、それぞれの発電電力（Gｊ：ｊ＝１〜N）、買電電力（Bｊ：ｊ＝１〜N）、託送電力（D ij：ｉ，ｊ＝１〜N）を決定することができる。具体的には、線形計画法（シンプレックス法）を用いた数値計算により、上記電力の最適値を求めている。このようにして、経済的に最適な運転が実現可能である。
【００７３】
次に本実施形態における電力供給の運用例について説明する。図９は、図１に示す需要家の１日の受電電力を、自家発電、電力託送とも行わない場合（従来）、自家発電及び電力託送を行った場合（本発明）を比較して示してある。実際には、需要が大きくなる時間帯に、３台の発電装置を稼動させると共に、需要家構内の需要に対して発電装置容量に余裕がある需要家３から、託送により電力の供給を受けている。この例では、本発明のシステムを適用することにより、当該需要値の電力供給に関し、電力会社に対し支払う電気料金は約１０％低減できる。
【００７４】
また、電力託送を利用することにより、図２で示した、集中監視制御センタ管理下の水素貯蔵装置、発電装置等の設備を効率的に運用でき、低コストでの電力供給が可能になる。
【００７５】
図１０は、料金請求処理のフローチャートである。図４の演算処理装置３０２により、課金処理が実行され、料金が決定される。
【００７６】
演算処理装置３０２は、契約者Ａと契約者Ｂの間で予め決定された契約内容に基づいて、入力装置３０３を介して、料金種別の選択、最大電力の設定入力を受け付ける（ステップ１２０１）。料金種別については、使用電力量あたりの料金単価を固定する方式（Ａ）と、電力供給コストに合わせて変動させる方式（Ｂ）とのいずれかを選択できるようにしている。
【００７７】
料金算出期間としては、例えば、１日、１ヶ月等の適宜の単位で算出できる。もちろん、固定的に定めることもできる。演算処理装置３０２は、入力されたこれらの設定値を、内臓するメモリに格納する。
【００７８】
メモリに格納されたデータに基づき、この期間の使用電力量を算出する（ステップ１２０３）。料金種別として、Ｂ（変動）を選択した場合（ステップ１２０４）は、料金算出期間中の電力供給コストを算出（ステップ１２０５）し、それに基づき変動料金単価を算出する（ステップ１２０７）。
【００７９】
変動の場合の料金設定は、変動料金単価と使用電力量に基づく場合と、変動料金にプレミアムを設ける場合、すなわち、変動料金が高騰する時でも料金に上限を設ける代わりに割増料金を支払う場合がある。それぞれ次のように行う。
0003801898.tif 000002
ただし、変動料金単価については、（ａ）と同じ計算を行う。プレミアム料金は、電力供給コストの増加につながるリスクを評価して設定する。
【００８０】
一方、料金種別としてＡ（固定）を選択した場合（ステップ１２０４）は、固定料金単価を求め（ステップ１２０６）、請求料金は次式で算出する（ステップ１２０８）。
【００８１】
請求料金＝基本料金＋料金単価×使用電力量        （９）
料金単価は、契約条件に従い、固定の単価を使用する。請求料金は、表示装置にて表示される（ステップ１２０９）。これに基づき、料金の請求がなされる。
【００８２】
なお、固定料金の場合は、全てのコストアップのリスクが、電力サービス提供者の負担となる。一方、変動料金の場合は、コストアップのリスクの大半を需要家（電力供給を受ける）側の負担することになるため、需要家の電力購入費用を、固定料金の場合より低く抑えられる可能性がある。
【００８３】
図１の実施例では、集中監視制御センタ３００は、各需要家とは別に設けてある。しかし、ある需要家に隣接あるいは需要家の構内に設けてもよい。
【００８４】
以上のように、本発明によれば、契約者Ａ（顧客）について次の利点が挙げられる。（ａ）初期投資が不要となり、（ｂ）必要とする電力を低コストで得られ、（ｃ）運転、メンテナンスの要員を確保する必要がない。
【００８５】
一方、契約者Ｂ（サービス提供業者）について次の利点が挙げられる。（ｄ）比較的長期にわたり、安定なビジネスが可能で、（ｅ）通信を活用した、遠隔運転、メンテナンスを行うことにより、少ない人員で効率的に運転、メンテナンスが行え、（ｆ）複数の契約者の構内に配置している発電設備を一括して運用することにより、原価低減および収益の確保ができる。
【００８６】
また、社会全体に対しては、次の利点が挙げられる。（ｇ）主として原子力発電で発電される夜間電力を、水素の形で貯蔵し、需要が大きい昼に燃料電池発電装置により発電することで、発電に伴う、ＣＯ2ガスの放出を抑制でき、（ｈ）電力需要のピーク時に、契約者Ｂの管理する発電装置を最大限稼動させることにより、既存の発電設備にかかる負担を軽減する。
【００８７】
これらの利点は、定期的にモニタリングをしている電力データから得られる需要予測に基づき、運転、メンテナンスができ、また、上述の電力データに基づいて料金請求ができることによって達成される。
【００８８】
このように、本発明によれば、需要家は、初期投資を行うこと、および、運転、メンテナンスを行うこと等に対する負担が軽減された状態で、当該需要家のニーズにあった電力供給を受けることができる。
【００８９】
【発明の効果】
本発明によれば、需要家の負担を軽減した様態で、需要家のニーズに適応した電力供給が行える。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明による電力供給装置の一実施例を示す構成の概要図。
【図２】需要家の負荷、燃料電池発電装置容量、水素貯蔵量の設定値を示す説明図。
【図３】需要家監視制御装置の詳細を示すプロック図。
【図４】集中監視制御センタの構成の一例を示すブロック図。
【図５】集中監視制御センタの表示の一例を示す説明図。
【図６】集中監視制御センタが実行する運転計画策定の基本概念を示す説明図。
【図７】本発明が適用される一需要家での電力需要予測例を示すグラフ。
【図８】需要家の消費電力、発電電力、買電電力、託送電力の量的な関係を示す模式図。
【図９】本発明を適用する一需要家での運用結果の一例を示すグラフ。
【図１０】料金決定のための処理手順の一例を示すフローチャート。
【符号の説明】
１…需要家構内、２…需要家監視制御装置、３…燃料電池発電装置、４…水素生成装置、５…水素貯蔵装置、９…負荷装置、１１…受電装置、１２…電圧変換装置、１７…系統連系装置、１９…切換装置、２０…構内通信線、１００ａ，ｂ…送配電系統、１１０…一般通信線、２５１…状態信号受信部、２５２…制御信号発生部、２５３…演算処理部、２５４…メモリ部、２５５…通信機能部、３００…集中監視制御センタ、３０１…通信装置、３０２…演算処理装置、３０３…入力装置、３０４〜３０８…データベース、３１０…表示装置。
【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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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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