"分散型発電装置から必要に応じて電力系統側に逆潮流させて、電力供給安定化を図る電力系統支援システムであって、電力系統に系統連系し、炭化水素系燃料又は水素を燃料とする1以上の分散型発電装置と、電力系統の供給安定度を判定する手段と、電力供給安定度に対応して該分散型発電装置の発電出力を調整し、余剰電力を系統電力側に逆潮流可能とする逆潮流制御手段と、を備えて成ることを特徴とする電力系統支援システム。電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所周辺の供給電圧及び/又は周波数に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項1に記載の電力系統支援システム。電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所又はその周辺に配設される日射計の日射量検出値に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項1に記載の電力系統支援システム。前記電力供給安定度の判定を、予め設定した電力系統の供給ピーク期間及び時間帯への該当の有無に基づいて行うことを特徴とする請求項1に記載の電力系統支援システム。前記電力系統支援システムは自然エネルギー利用発電装置を、さらに備え、かつ、前記電力供給安定度の判定を、該自然エネルギー利用発電装置の発電出力値に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項1に記載の電力系統支援システム。前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び/又は周波数の取得を、電力系統内に配設される電圧計及び/又は周波数計により行うように構成したことを特徴とする請求項2に記載の電力系統支援システム。前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び/又は周波数の取得を、電力事業者等から配信される電力系統安定度情報に基づいて行うように構成したことを特徴とする請求項2に記載の電力系統支援システム。今後、ピーク時の電力不足は長期間にわたり続くものと予想されるが、不足分を発電効率が比較的低い従来型の火力発電装置の稼働のみに頼ることは、国全体として省エネ性、CO2削減効果を損なうという問題がある。一方、ピーク時の不足電力を、太陽光や風力等の自然エネルギーによる発電電力で補う方法が普及するものと予測されるが、これらは発電出力が気象条件に大きな影響を受けるため、補完電源として供給力の安定性に欠けるという問題がある。上記課題に鑑み、本願発明は従来型の火力発電装置と比較して総合効率の観点で優れる燃料電池コージェネレーションシステムなどの分散型発電装置を、出力が不安定な自然エネルギー利用による発電出力を補完する支援手段として活用することにより、電力系統の供給安定性を図るものである。本発明は以下の内容を要旨とする。すなわち、本願発明に係る電力系統支援システムは、1分散型発電装置から必要に応じて電力系統側に逆潮流させて、電力供給安定化を図る電力系統支援システムであって、電力系統に系統連系し、炭化水素系燃料又は水素を燃料とする1以上の分散型発電装置と、電力系統の供給安定度を判定する手段と、電力供給安定度に対応して該分散型発電装置の発電出力を調整し、余剰電力を系統電力側に逆潮流可能とする逆潮流制御手段と、を備えて成ることを特徴とする。2上記1の発明において、電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所周辺の供給電圧及び/又は周波数に基づいて行うように構成したことを特徴とする。3上記1の発明において、電力供給安定度の判定を、前記分散型発電装置設置場所又はその周辺に配設される日射計の日射量検出値に基づいて行うように構成したことを特徴とする。4上記1の発明において、前記電力供給安定度の判定を、予め設定した電力系統の供給ピーク期間及び時間帯への該当の有無に基づいて行うことを特徴とする。5上記1の発明において、前記電力系統支援システムは自然エネルギー利用発電装置を、さらに備え、かつ、前記電力供給安定度の判定を、該自然エネルギー利用発電装置の発電出力値に基づいて行うように構成したことを特徴とする。6上記2の発明において、前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び/又は周波数の取得を、電力系統内に配設される電圧計及び/又は周波数計により行うように構成したことを特徴とする。7上記2の発明において、前記分散型発電装置周辺の供給電圧及び/又は周波数の取得を、電力事業者等から配信される電力系統安定度情報に基づいて行うように構成したことを特徴とする。本発明によれば、系統電力の供給不安定の事態が発生した際に分散型発電装置からの支援が可能となるため、大規模停電等の不測の事態の発生を未然に防止することができる。また逆潮流制御運転を適宜行うことにより、分散型発電装置を、より高効率で運転できる高出力の運転時間を延ばすことができる。すなわち、石炭や石油等を用いた集中型発電システムよりも総合熱効率が高い分散型発電装置の稼働率を高めることで、化石燃料の使用量を減らすことができ、二酸化炭素低減にも資する。以下、本発明の実施形態についてさらに詳細に説明する。なお、本発明の範囲は特許請求の範囲記載のものであって、以下の実施形態に限定されないことはいうまでもない。<第一の実施形態>図1を参照して、電力系統支援システム1は、分散電源として需要家3内に電力系統2と系統連系する燃料電池コージェネレーションシステム以下、燃料電池と略記4と、系統支援のための逆潮流制御を司る制御部5と、を備えている。電力系統2には、発電ユニット4a以外にも複数の太陽光発電装置図示せずが系統連系されている。電力系統2の単相3線式交流電力100,200Vは引込線2aを介して需要家3に分配され、電力計7a、逆潮メータ7b、屋内配線2b、分電盤7c、屋内配線2cを経て各負荷装置8に供給される。燃料電池4は、都市ガス中の炭化水素を原料として、セルスタック図示せずにおいて酸素空気と反応させて発電する発電ユニット4aと、発電排熱をお湯として蓄える貯湯ユニット図示せずと、を主要構成として備えている。発電により得られる直流電力は、パワーコンディショナーPC4bにおいて交流電力に変換され、屋内配線2cを介して分電盤7cに至り、さらに負荷装置8に供給される。系統支援システム1の運転制御は、制御部5の指令に基づき行われる。制御部5は、発電ユニット4aに対して後述の各逆潮流制御を指示するように構成されている。なお、制御部5はCPU、クロック、RAM、ROM、バス、I/Oインターフェース等を備えたマイコンを主要構成とする装置により実装可能である。電力系統2系統中の需要家3近傍には、電力供給安定性判定手段として電圧周波数検知装置以下、検知装置と略記6が介装されており、制御部5は検知装置6から送信される電圧周波数情報に基づいて、発電ユニット4aに対して逆潮流運転制御指令を送信するように構成されている。次に図1bを参照して、電力系統支援システム1における逆潮流制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御自家消費電力分のみ発電により運転を行っているS101。一方、制御部5は、各時刻tにおける供給電圧Vt及び周波数Ftを、検知装置6から受け、常時監視しているS102。S103又はS104においてYES、すなわちVt及びFtが下限閾値以上の場合にはV≧Va、かつ、F≧Fa、自家消費電力のみ発電する負荷追従運転が継続されるS105。この場合、逆潮流は行われない。ここに供給電圧V、周波数Fの下限閾値として、例えばVa=99V、fa=49Hzのように定めることができる。S103又はS104においてNO、すなわち電力需要が増加するピーク時間となったり、無弱風あるいは曇/雨天によって太陽光発電や風力発電の発電量が少ない等の理由で、系統の電力供給力が不足し、Vt、Ftのいずれかが下限閾値Va又はFaを下回った場合には、発電ユニット4aは制御部5の指示を受けて連続定格100能力運転に移行するS106。この場合の発電ユニット4aの発電出力をWfとするとき、当該需要家の自家消費電力Wcを超える余剰電力Wi=Wf-Wcは系統側に逆潮流して、系統2の電力供給安定化のために供される。この場合、PC4bは制御部5の指令を受けて、発電ユニット4a側電圧Vft>系統2側電圧Vtとなるように制御する。以下の各実施形態についても同様である。また、逆潮電力量Wiは逆潮メータ7bにより計測され、電気料金支払い時に精算される。その後、S103又はS104においてVt、Ftがいずれも閾値Va又はFa以上に回復した場合には、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS105。この場合、逆潮流は行われない。以上の制御を、系統の安定状態に応じて必要時に所定時間行うことにより、適宜、系統側に逆潮流が行われて電力系統2を常に安定供給状態に維持でき、大規模停電等の不測の事態の回避が可能となる。なお、本実施形態では制御部5を独立して備える例を示したが、燃料電池4の制御部図示せずにこれと同一機能を搭載する態様としても良い。また、需要家内の分散電源として燃料電池コージェネレーションシステムを用いる例を示したが、これに限らずガスエンジン等によるコージェネレーションシステム又はモノジェネレーションシステムを用いる態様としても良い。<第二の実施形態>次に、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は、電圧周波数検知装置の検出値に対応して、燃料電池の発電出力余剰電力の逆潮量を変化させる態様に係る。本実施形態の構成は電力系統支援システム1と同様であるので、重複説明を省略する。次に、図2aを参照して本実施形態における逆潮流制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御により運転を行っているS201。一方、制御部5は検知装置6から送信される供給電圧Vt及び周波数Ftを監視しているS202。S203又はS204において、Vt及びFtが上限閾値を超えている場合にはV>Vb、かつ、F>Fb、現状運転状態負荷追従運転制御が継続されるS205。なお、供給電圧Vの上下閾値として、例えばVa=99V、Vb=109Vのように定めることができる。周波数についても同様に、例えばfa=49Hz、fb=51Hzのように定めることができる。Vt及びFtが閾値範囲内Vb≧V≧Va、かつ、Fb≧F≧Faの場合にはS203及びS204においてYES、Vt値に対応して発電ユニット4aの発電出力が制御されるS206。具体的制御方法は後述する。また、S203又はS204において、Vt、Ftのいずれかが下限閾値Va又はFaを下回った場合には、発電ユニット4aは連続定格運転制御に移行するS207。この場合、自家消費電力Wcを除く余剰電力は系統側に逆潮流する。その後、S103又はS104においてVt、Ftがいずれも上限閾値Vb又はFbを超えて回復した場合には、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS205。この場合、逆潮流は行われない。本実施形態における電力系統電圧値Vt変化と、燃料電池4の発電出力Wftの関係は、図2b、2cに模式的に示される。図2b,cは、それぞれ自家消費電力Wc、Wc’但し、Wc<Wc’のときの、系統電圧Vtと、燃料電池発電出力の関係を示したものである。なお、説明の便宜上、Wc、Wc’は一定値とする。図2bにおいて、系統電圧値Vt>Vbの範囲図中A領域では、自家消費電力Wcのみを賄うための負荷追従運転となる。系統電圧値Vb≧Vt≧Vaの範囲B領域では、自家消費電力逆潮電力WcWiの発電出力となる。斜線部分が逆潮電力Wiに該当し、系統電圧値Vbが低くなるのに対応して逆潮電力Wiは増加していく。さらに、Vt<Vaの範囲C領域では燃料電池4は最大出力Wf運転となり、Wi=Wf-Wcが逆潮されることになる。図2cの場合もVt値変化とWftの関係は図2bと同様であるが、Wc<Wc’であるため、逆潮電力Wit>Wi’t斜線部分となる。なお以上の説明では、B領域においてVtの減少に対応してWfが線形に単調増加する図を示したが、非線形の単調増加であってもよい。<第三の実施形態>さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態が上述の各実施形態と異なる点は、上述の各実施形態が検知装置6の検出値に基づいて発電ユニット4aの発電出力を制御しているのに対して、本実施形態では電力系統の供給不安定期間、時間帯を予測推定し、その時間帯について発電ユニット4a側から電力供給支援するスケジュール運転を行うことである。本実施形態の構成は、制御部5内にカレンダー制御機能図示せずを備えている点を除いて、電力系統支援システム1と同様であるので、図示を省略する。次に、図3を参照して本実施形態における電力系統支援制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは学習機能に基づく発電スケジュールに従い、負荷追従制御により運転を行っているS301。次に、需要家3の制御部5は、カレンダー機能に基づいて現時点が系統支援対象期間例えば6月~9月、かつ、系統支援対象時間帯例えば13:00~16:00に該当しているか否かを判定するS302、S303。該当している場合には、連続定格運転制御に移行するS305。これに伴い、当該需要家の消費電力Wcを超える余剰電力Wiは系統側に逆潮流することになり、電力系統側への電力支援に供される。その後、系統支援対象時間帯が終了したときはS306においてYES、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS307。S302、S303においてNO、すなわち系統支援対象期間、時間帯に該当していない場合には、負荷追従運転を継続するS304。以上の制御が系統支援対象期間継続して行われることにより、電力系統への安定化支援を図ることができ、電力供給安定化及び予期せぬ停電防止を図ることができる。なお、本実施形態では系統支援対象時間帯に該当している場合に発電ユニット4aを連続定格運転制御する例を示したが、第二の実施形態と同様にV値に対応して発電出力値を変化させる制御を行う態様であっても良い。<第四の実施形態>さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給不安定情報を外部機関から取得して、これに基づき発電ユニット4a側から電力供給支援を行う態様に係る。図4aを参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム40の構成が上述の電力系統支援システム1と異なる点は、電力事業者43から無線送信される電力安定度情報供給電圧、周波数変化情報を、制御部41に付設されている受信部42で受信して、これに基づいて発電ユニット4aの発電出力を制御する機能を備えていることである。その他の構成については電力系統支援システム1と同様であるので、重複説明を省略する。次に図4bを参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。初期状態において、発電ユニット4aは負荷追従制御により運転を行っているS401。この間、制御部41は受信部42を介して電力事業者43から送信される供給電圧Vt及び周波数Ft変化を常時監視しているS402。S403又はS404において、Vt及びFtが上限閾値を超えている場合にはV>Vb、かつ、F>Fb、負荷追従運転制御となるS405。この場合、逆潮流は行われない。Vt及びFtが閾値範囲内Vb≧V≧Va、かつ、Fb≧F≧Faの場合にはS403及びS404においてYES、第二の実施形態と同様にVt値に対応して発電ユニット4aの発電出力が制御されるS406。この場合、余剰電力は系統側に逆潮流する。また、Vt、Ftのいずれかが下限閾値Va又はFaを下回った場合には、発電ユニット4aは連続定格運転制御に移行するS407。この場合も余剰電力は系統側に逆潮流する。その後、S403又はS404においてVt、Ftがいずれも上限閾値Vb又はFbを超えて回復した場合には、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に移行するS405。なお、本実施形態では電力事業者から無線送信される電力安定性情報を、受信部42を介して取得する例を示したが、PLC受信部を備えることにより、電灯線を介して有線で受信する態様としても良い。さらに、電力安定性情報を発信する他の機関から情報受信する態様とすることもできる。<第五の実施形態>さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給不安定情報を、燃料電池設置需要家周辺の太陽光発電装置による発電出力情報に基づいて推定し、燃料電池側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。図5aを参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム50の構成が上述の電力系統支援システム1と異なる点は、需要家3の近隣需要家51ii=1~nが、それぞれソーラパネル52iを備えており、各発電出力情報を送信装置53iを介して需要家3に送信するように構成されていることである。また、需要家3の制御部54は受信部55で受信した上記情報に基づいて、発電ユニット4aの発電出力を制御可能に構成されていることである。その他の構成については第一の実施形態と同様であるので、重複説明を省略する。次に図5bを参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは負荷追従制御により運転を行っているS501。制御部54は当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定するS502。該当していない場合S502においてNO、発電ユニット4aは負荷追従運転制御を継続するS506。この場合、逆潮流は行われない。系統支援対象時間帯に該当している場合にはS502においてYES、制御部54は受信部55を介して需要家51iの発電出力Wsii=1~n情報を取得するS503。情報に基づいて需要家ごとの定格発電出力W0iに対する出力比Rwi=Wsi/W0iを求め、さらに出力比平均値Rwavを演算するS504。ここに、Rwav=ΣRwi/n次に、Rwavが所定の閾値Rth例えばRth=0.6を超えている場合にはS505においてNO、日射量が大きく太陽光発電装置需要家から系統側への逆潮量大と推定されるため、燃料電池4による逆潮流は不要と判定して、現状運転状態負荷追従運転制御が継続されるS507。この場合、逆潮流は行われない。一方、S505においてNO、すなわち出力比平均値Rwavが閾値Rth以下の場合には、日射量が小さく系統側への逆潮量小と推定されるため、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家3の発電ユニット4aは連続定格運転制御に移行するS506。この場合、当該需要家の消費電力Wcを超える余剰電力Wiは系統側に逆潮流するその後、S505においてRwavが閾値Rthを超えて回復した場合には、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS507。<第六の実施形態>さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は、燃料電池設置需要家に設置されている太陽光発電装置の発電出力情報により、電力系統の供給不安定状態を推定して、燃料電池側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。図6aを参照して、本実施形態に係る電力系統支援システム60の構成が上述の電力系統支援システム40と異なる点は、燃料電池設置需要家3自身がソーラパネル61、発電出力計測装置62を主要構成とする太陽光発電装置61を備えていることである。さらに、制御部54は発電出力計測装置62から送信される発電出力情報に基づいて、発電ユニット4aの発電出力を制御可能に構成されていることである。その他の構成については第一の実施形態と同様であるので、重複説明を省略する。次に図6bを参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは負荷追従制御により運転を行っているS601。制御部62はカレンダー機能に基づいて当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定するS602。系統支援対象時間帯に該当していない場合S602においてNO、発電ユニット4aは負荷追従運転制御を継続するS606。該当している場合にはS602においてYES、制御部62は太陽光発電装置61の発電出力Wat情報を取得するS603。Watが所定の閾値WL以下の場合にはS604においてYES、日射量が小さく系統側への逆潮量小と推定されるため、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家3の発電ユニット4aは連続定格運転制御に移行するS605。この場合、当該需要家の消費電力Wcを超える余剰電力Wiは系統側に逆潮流する。その後、S604においてIt>Iminとなった場合には、太陽光発電装置61からの逆潮電力大と判定し、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS606。一方、Watが閾値WLを超えている場合にはS604においてNO、日射量が大きく太陽光発電装置61から系統側への逆潮流量大と推定されるため、燃料電池4からの逆潮流は不要と判定して、現状運転状態負荷追従運転制御が継続されるS606。この場合、逆潮流は行われない。<第七の実施形態>さらに、本発明の他の実施形態について説明する。本実施形態は電力系統の供給安定性を日射計を用いて判定し、発電ユニット側から系統側に電力供給支援を行う態様に係る。本実施形態に係る電力系統支援システム70の構成が上述の電力系統支援システム60と異なる点は、太陽光発電装置61を備えておらず、これに替えて需要家屋根上に配設される日射計71を備えていることである。日射計71による日射量単位面積当たり単位時間に太陽から受ける放射エネルギー量:kW/m2計測値は制御部5に送られ、後述の発電出力制御に利用される。その他の構成については電力系統支援システム60と同様であるので、重複説明を省略する。次に図7bを参照して、本実施形態における発電出力制御及び逆潮電力制御の態様について説明する。初期状態において発電ユニット4aは負荷追従制御により運転を行っているS701。制御部5はカレンダー機能に基づいて当該日が系統支援対象期間、かつ、系統支援対象時間帯に該当しているか否かを判定するS702。系統支援対象時間帯に該当していない場合S702においてNO、発電ユニット4aは負荷追従運転制御を継続するS706。系統支援対象に該当している場合にはS702においてYES、制御部72は日射計71による日射量It単位面積当たり単位時間に太陽から受ける放射エネルギー量:kW/m2計測値情報を取得するS703。S704においてNO、すなわち日射量Itが閾値Iminを超えている場合には、系統連系されている周辺の太陽光発電出力大と判定して、現状運転状態負荷追従運転制御が継続されるS706。この場合、逆潮流は行われない。S704においてYES、すなわちIt≦IL以下の場合には、日射量が少なく系統連系されている周辺の太陽光発電装置からの逆潮電力が小さく、電力供給不安定リスクありと判定して、需要家3の発電ユニット4aは連続定格運転制御に移行するS705。この場合、当該需要家の消費電力Wcを超える余剰電力Wiは系統側に逆潮流する.その後、S704においてIt>ILとなった場合には、発電ユニット4aは負荷追従運転制御に戻るS706。"