JP6058746B1 - 水素システム用コンテナ組合体 - Google Patents

Abstract

【課題】継続的な電力供給を可能にする水素システムを構成することができ、この水素システムの設置スペースを低減することができる水素システム用コンテナ組合体を提供する。【解決手段】実施の形態による水素システム用コンテナ組合体８０は、第１コンテナ８１と、第２コンテナ８２と、を備えている。このうち第１コンテナ８１に、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０、燃料電池発電装置６０、および電力調整装置２０のうちの少なくとも一つが収容されている。第２コンテナ８２に、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０、燃料電池発電装置６０、および電力調整装置２０のうちの少なくとも一つが収容されている。第１コンテナ８１は、第２コンテナ８２上に縦積みされている。【選択図】図６

Description

本発明の実施の形態は、水素システム用コンテナ組合体に関する。

一般に、災害による停電が発生した場合、非常用の小型電源を用いて、停電が発生した災害地域に電力が供給される。小型電源としては、例えば、小型のディーゼルエンジンを用いた発電機や、蓄電池などが使用され得る。

このうちディーゼルエンジンを用いた発電機は、外部から燃料を供給することにより発電が行われる。このことにより、燃料が十分に備蓄されていない場合や、災害によって交通網が途絶えて燃料の調達ができない場合には、燃料が無くなり、発電を行うことができない。このため、災害地域に電力を継続的に供給することができなくなる。

蓄電池は、充電された電力を供給（放電）可能な時間が短いという問題がある。また、蓄電池は、放電が起りやすいため、平常時に充電された電力を維持することが困難となり得る。

上述したディーゼルエンジンや蓄電池の代替えとして、燃料電池を非常用の電源として用いることが考えられる。しかしながら、燃料電池は、発電を行うために水素等の燃料を用いている。このため、この水素等の燃料が十分に備蓄されていない場合や、調達できない場合には、水素が無くなるという問題が起り、災害地域に電力を継続的に供給することができなくなる。

また、通常、燃料電池は災害地域への設置工事に時間を要する。このため、災害地域への電力の迅速な供給が困難になり得る。さらに、災害地域では、瓦礫などが散乱する場合が多く、このような場合には、燃料電池やこれに付随する装置等を備えたシステムの設置可能なスペースを確保することが困難になり得る。

特開２００５−２９０９０８号公報

本発明が解決しようとする課題は、継続的な電力供給を可能にする水素システムを構成することができ、この水素システムの設置スペースを低減することができる水素システム用コンテナ組合体を提供することである。

実施の形態による水素システム用コンテナ組合体は、第１コンテナと、第２コンテナと、を備えている。このうち第１コンテナに、水素を発生させる水素発生装置、水素発生装置により発生した水素を貯蔵する水素貯蔵装置、水素貯蔵装置に貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池発電装置、および水素発生装置に供給される電力を調整する電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容されている。第２コンテナに、水素発生装置、水素貯蔵装置、燃料電池発電装置、および電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容されている。第１コンテナは、第２コンテナ上に縦積みされている。

本発明によれば、継続的な電力供給を可能にする水素システムを構成することができ、この水素システムの設置スペースを低減することができる。

図１は、第１の実施の形態における水素システムを示すブロック図である。 図２は、図１のパワーコンディショナ装置を示すブロック図である。 図３は、図１の水素発生装置を示すブロック図である。 図４は、図１の水素貯蔵装置を示すブロック図である。 図５は、図１の燃料電池発電装置を示すブロック図である。 図６は、第１の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図７は、図２の第１コンテナを示す上面図である。 図８は、図２の第１コンテナを示す正面図である。 図９は、図２の第２コンテナを示す上面図であって、内部構成を概略的に示す図である。 図１０は、図２の第２コンテナを示す正面図である。 図１１は、図２のコンテナを鉄道で運搬する様子を示す図である。 図１２は、図２のコンテナをフォークリフトで運搬する様子を示す図である。 図１３は、図２のコンテナを船で運搬する様子を示す図である。 図１４は、図２のコンテナをトレーラで運搬する様子を示す図である。 図１５は、図１の水素システムの動作を説明するための図である。 図１６は、図１の水素システムの動作の一部を示すフロー図である。 図１７は、第２の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図１８は、第３の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図１９は、第４の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図２０は、第５の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図２１は、第６の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。 図２２は、第７の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体を示す概略斜視図である。

以下、図面を参照して本発明の実施の形態について説明する。

（第１の実施の形態）
図１乃至図１６を用いて、第１の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。水素システム用コンテナ組合体は、水素システム（電力供給システムとも言う）を構成する装置の一部が収容された複数のコンテナを組み合わせて得られる組合体である。ここでは、まず、水素システムについて説明する。

図１に示すように、水素システム１は、自然エネルギー発電装置１０と、パワーコンディショナ装置２０（電力調整装置）と、貯水装置３０と、水素発生装置４０と、水素貯蔵装置５０と、燃料電池発電装置６０と、制御装置７０と、を備えている。一般的には電力系統２（商用電源）から、電力を消費する電気機器を備えた負荷部３に電力が供給されるが、この水素システム１は、電力系統２とは別に負荷部３に電力を供給するように構成されている（図１の実線の矢印参照）。また、負荷部３は、温水利用機器を備えており、水素システム１は、水を加熱することによって温水（または熱媒）を作り、温水を負荷部３に供給するようにも構成されている（図１の一点鎖線の矢印参照）。ここで、図１では、実線の矢印が電力の流れを示しており、破線の矢印が水素の流れを示している。また、一点鎖線の矢印が水の流れを示しており、二点鎖線の矢印が信号の流れを示している。以下に、水素システム１の構成について、より詳細に説明する。

自然エネルギー発電装置１０は、自然エネルギーを利用して発電を行う発電装置である。例えば、自然エネルギー発電装置１０は、太陽光発電（ＰＶ）装置とすることができる。太陽光発電装置は、太陽電池パネルを含んでおり、太陽光を太陽電池パネルで受光し、受光した太陽光が光電変換されて発電を行うように構成されている。なお、自然エネルギー発電装置１０は、太陽光発電装置に限られることなく、風力発電装置、太陽熱発電装置、地熱発電装置、またはバイオマス発電装置であってもよい。

パワーコンディショナ装置２０は、自然エネルギー発電装置１０が発電した電力を調整し、調整された電力を負荷部３に供給するように構成されている。すなわち、パワーコンディショナ装置２０には、自然エネルギー発電装置１０から電力が供給されるようになっており、その供給された電力が、負荷部３において利用可能な電力となるように調整される。また、調整された電力は、水素発生装置４０にも供給されるようになっている。

図２に、本実施の形態におけるパワーコンディショナ装置２０のブロック図が示されている。図２に示すように、パワーコンディショナ装置２０は、第１コンバータ２０１ａと、インバータ２０１と、第２コンバータ２０２ａと、蓄電池２０２と、を含んでいる。

このうち第１コンバータ２０１ａには、自然エネルギー発電装置１０から電力線を介して直流電力が供給されるようになっており、第１コンバータ２０１ａは、供給された電力を、所定の電圧幅内に収まるように調整する。インバータ２０１は、第１コンバータ２０１ａによって調整された直流電力を交流電力に変換する。第２コンバータ２０２ａは、インバータ２０１で変換された交流電力を、所定の電圧幅内に収まるように調整する。蓄電池２０２は、第２コンバータ２０２ａによって調整された交流電力を蓄電する。このようにして、自然エネルギー発電装置１０によって発電された電力が、蓄電池２０２に蓄電される。蓄電された電力は、第２コンバータ２０２ａおよびインバータ２０１を介してパワーコンディショナ装置２０から出力され、負荷部３または水素発生装置４０に供給されるようになっている。なお、蓄電池２０２は、例えば、リチウムイオン二次電池とすることができる。

パワーコンディショナ装置２０には、自然エネルギー発電装置１０以外にも、燃料電池発電装置６０から発電された電力が供給され、蓄電池２０２に蓄電されるようになっている。また、パワーコンディショナ装置２０には、電力系統２から電力が供給されるようになっている。この電力系統２から供給される電力を用いて、パワーコンディショナ装置２０は動作するように構成されている。

図１に示すように、貯水装置３０は、水を貯蔵し、貯蔵された水を水素発生装置４０に供給するように構成されている。また、貯水装置３０は、貯蔵された水を燃料電池発電装置６０にも供給するようになっている。

具体的には、貯水装置３０は、給水タンク（図示せず）を含んでおり、既設の水道設備を介して供給された水を給水タンクに貯蔵する。給水タンクに貯蔵された水は、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０に、ポンプ（図示せず）を介してそれぞれ供給される。なお、このようなポンプを用いることなく、水頭圧によって、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０に水を供給するように構成されていてもよい。

また、貯水装置３０は、燃料電池発電装置６０に供給された水が戻るように構成されている。すなわち、燃料電池発電装置６０に供給された水が、燃料電池発電装置６０において加熱されて温水（熱媒）となり、この温水が貯水装置３０に戻される場合がある。このようにして戻される温水は、給水タンクで貯蔵されるようにしてもよい。

図１に示すように、水素発生装置４０は、水素を発生させるように構成されている。水素発生装置４０には、パワーコンディショナ装置２０から電力が供給される。より具体的には、水素発生装置４０は、自然エネルギー発電装置１０が発電した電力と、電力系統２から供給された電力の少なくとも一方を用いて、水の電気分解を行い、水素を製造する。

図３に、本実施の形態における水素発生装置４０のブロック図が示されている。図３に示すように、水素発生装置４０は、純水製造装置４０１ａと、水電解装置４０１と、を含んでいる。純水製造装置４０１ａには、貯水装置３０から水が供給され、純水製造装置４０１ａは、供給された水から不純物を除去する。水電解装置４０１は、不純物が除去された水（純水）に電気を流し、水を水素と酸素に電気分解する。このようにして、水素が製造される。製造された水素は、水素貯蔵装置５０に供給されて貯蔵される。一方、水電解装置４０１において生成された酸素は、大気に放出される。なお、水電解装置４０１は、例えば、固体高分子型（ＰＥＭ）水電解装置とすることができるが、これ以外にも、例えば、ＳＯＥＣ（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｓｉｓ Ｃｅｌｌ）による高温水蒸気電解装置としてもよい。

また、図３に示すように、水素発生装置４０は、コンプレッサ４０２と、チラーユニット４０３と、を更に含んでいる。このうちコンプレッサ４０２は、空気を圧縮して水電解装置４０１に供給する。チラーユニット４０３は、冷却水を水電解装置４０１に供給する。

さらに、水素発生装置４０は、ガスセンサ、圧力計、流量計などの計測機器（図示せず）を更に含んでいる。これらの計測機器によって計測されたデータは、データ信号として制御装置７０に出力される。

図１に示すように、水素貯蔵装置５０は、水素発生装置４０により発生した水素を貯蔵するように構成されている。

図４に、本実施の形態における水素貯蔵装置５０のブロック図が示されている。図４に示すように、水素貯蔵装置５０は、水素貯蔵タンク５０１と、電磁弁５０２と、安全弁５０３と、を含んでいる。このうち水素貯蔵タンク５０１には、水素発生装置４０によって製造された水素が、電磁弁５０２を介して供給されるようになっている。供給された水素は、水素貯蔵タンク５０１に貯蔵される。

水素貯蔵装置５０は、ガスセンサ、圧力計、流量計などの計測機器（図示せず）を更に含んでいる。これらの計測機器によって計測されたデータは、データ信号として制御装置７０に出力される。

図１に示すように、燃料電池発電装置６０は、水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素を用いて発電を行い、その発電によって発生した電力を負荷部３に出力するように構成されている。また、燃料電池発電装置６０は、発電で生じた熱を用いて、貯水装置３０から供給された水を加熱し温水を生成するように構成されていてもよい。そして、生成された温水を負荷部３（温水消費先）に供給するように構成されている。

図５に、本実施の形態による燃料電池発電装置６０のブロック図が示されている。図５に示すように、燃料電池発電装置６０は、燃料電池６０１と、インバータ６０２と、貯湯タンク６０３と、ラジエータ６０４と、を含んでいる。このうち燃料電池６０１には、水素貯蔵装置５０から水素が供給されるようになっており、燃料電池６０１は、供給された水素を用いて発電を行う。なお、燃料電池６０１は、例えば、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）とすることができる。インバータ６０２は、燃料電池６０１によって発電された電力を、負荷部３で利用可能な電力に変換する。

貯湯タンク６０３は、燃料電池６０１の発電で生じた熱を用いて生成された温水を貯蔵し、貯蔵した温水を負荷部３に供給する。ラジエータ６０４は、燃料電池６０１の発電で生じた熱を放熱するように構成されている。より具体的には、ラジエータ６０４は、貯蔵タンク６０３から負荷部３に供給される温水の供給量が、負荷部３において使用される温水の使用量よりも多くなる場合に、燃料電池６０１の発電で生じた熱を放熱する。

燃料電池発電装置６０は、ガスセンサ、圧力計、流量計などの計測機器を更に含んでいる。これらの計測機器によって計測されたデータは、データ信号として制御装置７０に出力される。

図１に示すように、制御装置７０は、水素システム１を構成する各装置を制御するように構成されている。制御装置７０は、図示しない演算器およびメモリを含んでおり、メモリが記憶しているプログラムを用いて演算器が演算処理を行うことによって、各装置の制御を行う。

制御装置７０には、各装置の計測機器により計測されたデータがデータ信号として入力される。また、制御装置７０には、負荷部３において使用される電力の使用量がデータ信号として入力される。例えば、予め定められた時間（３０分間）において負荷部３で使用された電力の使用量のデータ信号が、制御装置７０に入力される。また、制御装置７０には、電力系統２から供給される電力の供給量、負荷部３において使用される温水の使用量、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量、パワーコンディショナ装置２０に含まれる蓄電池２０２の蓄電量、燃料電池発電装置６０から出力される電力の出力量、貯水装置３０が貯蔵している水の貯蔵量、水素貯蔵装置５０が貯蔵している水素の貯蔵量、燃料電池発電装置６０に貯蔵された温水の貯蔵量などのデータが、データ信号として入力される。そして、制御装置７０は、入力されたデータ信号に基づいて演算を行い、制御信号を水素システム１の各装置に出力する。このようにして、制御装置７０が水素システム１の各装置の動作を制御し、最適な運転となるように制御を行う。

例えば、制御装置７０は、平常時、負荷部３で使用されている電力の使用量が予め定めた所定値よりも多い場合には、水素システム１から負荷部３に電力を供給するように制御を行う。ここで、平常時とは、電力系統２から負荷部３へ電力が供給されている状態を意味する。この場合、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量、燃料電池発電装置６０から出力される電力の出力量、蓄電池２０２の蓄電量等に基づいて、各装置から電力を適宜集めて負荷部３に供給する。また、制御装置７０は、負荷部３で使用されている温水の使用量に基づいて、燃料電池発電装置６０から温水を負荷部３に供給する。

一方、災害等によって停電が発生した異常時には、電力系統２から負荷部３へ電力が供給されない場合がある。このような異常時には、制御装置７０は、水素システム１から負荷部３へ電力を供給するように制御を行う。この場合、制御装置７０は、自然エネルギー発電装置１０で発電された電力を用いて水素発生装置４０が水素を製造し、燃料電池発電装置６０が発電を行うように制御を行う。そして、制御装置７０は、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量、燃料電池発電装置６０から出力される電力の出力量、蓄電池２０２の蓄電量等に基づいて、各装置から電力を適宜集めて負荷部３に供給する。また、異常時においても、制御装置７０は、燃料電池発電装置６０から温水を負荷部３に供給する。

ところで、平常時であるか異常時であるかの判断は、制御装置７０により行われる。すなわち、制御装置７０は、電力系統２から供給される電力の供給量を監視することによって、平常時であるか異常時であるかを判断する。より具体的には、電力系統２から電力が供給された状態である場合に平常時であると判断され、電力系統２と水素システム１との接続が保持される。一方、電力系統２から電力が供給されずに電力供給が停止した状態である場合には、災害時等の異常時であると判断され、電力系統２と水素システム１との接続が遮断される。

また、制御装置７０は、時間帯の判断も行う。すなわち、制御装置７０は、時刻に基づいて時間帯が昼であるか夜であるかを判断し、判断された時間帯に基づいて各装置の制御を行う。

さらに、制御装置７０は、天候の判断も行う。すなわち、制御装置７０は、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量に基づいて、天候を判断する。より具体的には、制御装置７０は、時間帯が昼の場合において、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量が予め定めた所定量よりも多い場合には天候が晴れであると判断し、当該所定量以下である場合には天候が曇り若しくは雨であると判断する。そして、制御装置７０は、判断された天候に基づいて各装置の制御を行う。

上述した以外にも、制御装置７０は、水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素の貯蔵量に基づいて水素を製造するように水素発生装置４０の動作を制御する。

また、制御装置７０は、燃料電池発電装置６０から出力される電力と電力系統２から供給される電力との合計供給量が、水素システム１および負荷部３において使用される電力の合計使用量よりも多い場合、燃料電池発電装置６０で発電された電力をパワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２に蓄電させる。より具体的には、当該合計供給量が当該合計使用量よりも多いか否かを制御装置７０が判断する。そして、制御装置７０は、合計供給量が合計使用量よりも多いと判断した場合、燃料電池発電装置６０で発電された電力を、負荷部３へ出力することなく、蓄電池２０２に出力して蓄電させる。このようにして、本実施の形態では、水素システム１で発電された電力が効果的に利用される。

また、制御装置７０は、燃料電池発電装置６０から負荷部３に供給される温水の供給量が、負荷部３において使用される温水の使用量よりも多い場合、燃料電池発電装置６０で生成された温水を貯水装置３０に戻す。より具体的には、温水の供給量が、温水の使用量よりも多いか否かを制御装置７０が判断する。そして、制御装置７０が、供給量が使用量よりも多いと判断した場合、燃料電池発電装置６０で貯蔵された温水を、負荷部３へ供給することなく貯水装置３０に供給する。これにより、貯水装置３０から水素発生装置４０へ供給するための水を確保することができる。この場合、燃料電池発電装置６０の発電で生じた熱をラジエータ６０４によって放熱することが好適である。

更に、制御装置７０は、自然エネルギー発電装置１０から出力される電力の出力量に基づいて、水素システム１の各装置の制御を行う。

図６に示すように、上述した水素システム１を構成する装置のうち、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０は、２つのコンテナに収容されている。これらの２つのコンテナが組み合わされて本実施の形態における水素システム用コンテナ組合体８０が構成されている。

本実施の形態による水素システム用コンテナ組合体８０は、２つのコンテナによって構成されており、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２とを備えている。第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、図７乃至図１０に示すように、それぞれ直方体状に形成されている。

図１、図６および図７に示すように、第１コンテナ８１には、水素貯蔵装置５０が収容されている。より具体的には、第１コンテナ８１内には、水素貯蔵装置５０を構成する水素貯蔵タンク５０１、電磁弁５０２および安全弁５０３（図４参照）が収容されている。これらの構成部品は、配管等によって互いに接続されている。

第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が収容されている。本実施の形態においては、パワーコンディショナ装置２０は、第２コンテナ８２の長手方向において一端側に位置し、燃料電池発電装置６０は、第２コンテナ８２の長手方向において他端側に位置している。そして、水素発生装置４０は、第２コンテナ８２の長手方向において中央側、すなわちパワーコンディショナ装置２０と燃料電池発電装置６０との間に配置されている。パワーコンディショナ装置２０と水素発生装置４０とは、配線等によって互いに接続されており、パワーコンディショナ装置２０と燃料電池発電装置６０とは、配線等によって互いに接続されている。なお、第２コンテナ８２内における各装置２０、４０、６０の配置は、これに限られることはない。

図９に示すように、第２コンテナ８２内には、パワーコンディショナ装置２０を構成する第１コンバータ２０１ａ、インバータ２０１、第２コンバータ２０２ａおよび蓄電池２０２が収容されている。これらの構成部品は、配線等によって互いに接続されている。また、第２コンテナ８２内には、水素発生装置４０を構成する純水製造装置４０１ａ、水電解装置４０１、コンプレッサ４０２およびチラーユニット４０３が収容されている。これらの構成部品は、配管等で接続されている。さらに、第２コンテナ８２内には、燃料電池発電装置６０を構成する燃料電池６０１、インバータ６０２、貯湯タンク６０３およびラジエータ６０４が収容されている。これらの構成部品は、配線や配管等によって互いに接続されている。

第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、例えば、運搬用として規格化されたコンテナの大きさで形成されており、運搬可能な大きさとなっている。特に、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、規格化された２０フィートコンテナまたは１２フィートコンテナの大きさで形成されていることが好適である。２０フィートコンテナは、ＩＳＯ規格で規定されており、長さＷが６０９６ｍｍ、幅Ｄが２４３８ｍｍ、高さＨが２５９１ｍｍである。また、１２フィートコンテナも同様にＩＳＯ規格で規定されており、長さＷが３６００ｍｍ、幅Ｄが２４３８ｍｍ、高さＨが２５９１ｍｍである。

図６に示すように、水素システム１の設置場所において、第１コンテナ８１は、第２コンテナ８２上に縦積みされている。より具体的には、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２は、上方から見た場合に整列されて重なり、各コンテナ８１、８２の長手方向が一致するように縦積みされている。そして、第１コンテナ８１の水素貯蔵装置５０と、第２コンテナ８２の水素発生装置４０とが、配管等によって互いに接続されており、第１コンテナ８１の水素貯蔵装置５０と、第２コンテナ８２の燃料電池発電装置６０とが、配管等によって互いに接続されている。また、第１コンテナ８１に収容された水素貯蔵装置５０と、第２コンテナ８２に収容されたパワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が、水素システム１を構成する他の装置（すなわち、自然エネルギー発電装置１０、貯水装置３０、制御装置７０）に、配管や配線等によって接続されている。なお、図６においては、図面を明瞭にするために、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２とが離間した状態を示しているが、第１コンテナ８１は、第２コンテナ８２上に直接的に載置されて縦積みされていてもよく、または、何らかの部材を介在させて第２コンテナ８２上に載置されて縦積みされていてもよい。

次に、このような構成からなる本実施の形態の作用について説明する。ここでは、まず、水素システム１を設置する方法について説明する。

まず、第１コンテナ８１に水素貯蔵装置５０が収容される。この場合、水素貯蔵装置５０の構成部品が配管等によって互いに接続される。同様にして、第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が収容される。この場合、パワーコンディショナ装置２０の構成部品、水素発生装置４０の構成部品および燃料電池発電装置６０の構成部品が、配管や配線等によって互いに接続される。

続いて、水素貯蔵装置５０が収容された第１コンテナ８１と、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が収容された第２コンテナ８２とが、別々に運搬される。

ここで、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、運搬用として規格化されていることから、例えば、図１１に示すように、鉄道を利用して運搬することができる。あるいは、図１２に示すように、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、フォークリフトを利用して運搬することができ、図１３に示すように、船を利用して運搬することもできる。更には、図１４に示すように、これらのコンテナ８１、８２は、トレーラを利用して運搬することもできる。なお、図１１乃至図１４においては、代表例として、第２コンテナ８２を図示しているが、第１コンテナ８１も同様に運搬することができる。

このようにして、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、陸上輸送および海上輸送によって容易に運搬することができ、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２の運搬先に制約が課されることを防止できる。また、災害が発生した場合であっても、適切な運搬方法を選択して、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２を所望の設置場所に迅速かつ容易に運搬することができる。このため、水素システム１の設置場所に制約が課されることを防止できる。

第１コンテナ８１および第２コンテナ８２は、設置場所に運搬された後、当該設置場所に設置される。この場合、まず、第２コンテナ８２が、コンクリートの基礎上に設置される。その後、第２コンテナ８２上に第１コンテナ８１が載置され、第１コンテナ８１が第２コンテナ８２上に縦積みされる。

第１コンテナ８１が第２コンテナ８２上に縦積みされた後、第１コンテナ８１内の水素貯蔵装置５０と、第２コンテナ８２内のパワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が、配管や配線等によって互いに接続される。また、自然エネルギー発電装置１０が第２コンテナ８２内のパワーコンディショナ装置２０に配線等によって接続され、貯水装置３０が、第２コンテナ８２内の水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０に配管等によって接続される。このようにして、図１に示す本実施の形態による水素システム１が得られる。

次に、本実施の形態による水素システム１の動作について説明する。

図１５に、本実施の形態による水素システム１の動作の一例が示されている。図１５では、水素システム１の各装置が発電または運転を行う場合に「ＯＮ」と表記し、発電または運転を停止する場合に「ＯＦＦ」を表記している。

まず、平常時の水素システム１の動作について説明する。ここでは、まず、時間帯が昼であって天候が晴れである場合について説明する。

この場合、太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置１０が発電を行う。この自然エネルギー発電装置１０により発電された電力は、パワーコンディショナ装置２０を介して水素発生装置４０に供給され、水素発生装置４０において水素の製造に利用される。製造された水素は、水素貯蔵装置５０に供給されて貯蔵される。

自然エネルギー発電装置１０により発電された電力が水素発生装置４０で要求される電力よりも多いときには、自然エネルギー発電装置１０により発電された電力は、負荷部３に供給されてもよい。このとき、自然エネルギー発電装置１０により発電された電力は、パワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２に充電されてもよい。

一方、自然エネルギー発電装置１０により発電された電力が水素発生装置４０で要求される電力よりも少ないときには、蓄電池２０２で蓄電された電力が放電されて水素発生装置４０に供給され、水素の製造に補助的に利用される。

また、この場合、燃料電池発電装置６０は、水素貯蔵装置５０から供給される水素を用いて発電を行う。発電により得られた電力は負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は、発電で生じた熱を用いて、貯水装置３０から供給される水を加熱して温水を生成する。生成された温水は負荷部３に供給される。

次に、平常時で時間帯が昼であって天候が曇り若しくは雨である場合について説明する。

この場合、太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置１０は発電を行うが、発電される電力は、天候が晴れの場合よりも少なくなる。このため、自然エネルギー発電装置１０で発電された電力は、水素発生装置４０には供給されることなく、パワーコンディショナ装置２０を介して負荷部３に供給されるとともにパワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２に充電される。この場合、水素発生装置４０は水素の製造を停止する。蓄電池２０２で蓄電された電力は、水素の製造が停止されているため、水素発生装置４０に供給されない。すなわち、蓄電池２０２は放電を停止する。

燃料電池発電装置６０は発電を行い、発電により得られた電力は負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は温水を生成し、生成された温水は負荷部３に供給される。上記以外の点は、天候が晴れである場合と同様に水素システム１の各装置は動作する。

また、この場合、電力系統２から供給された電力を用いて水素発生装置４０が水素を製造するようにしてもよい。このことにより、水素貯蔵装置５０に適正量の水素を容易に貯蔵することが可能となる。

次に、平常時で時間帯が夜である場合について説明する。

この場合、太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置１０は発電を停止する。このため、自然エネルギー発電装置１０から電力は出力されない。また、パワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２は、充電を停止するとともに、蓄電された電力を放電する。放電された電力は負荷部３に供給される。供給された電力は、例えば、照明設備等の特定の負荷に利用され得る。なお、この蓄電池２０２から負荷部３への電力供給は、後述する燃料電池発電装置６０から負荷部３への電力供給を補助するために行われる。

燃料電池発電装置６０は発電を行い、発電により得られた電力は、負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は温水を生成し、生成された温水は負荷部３に供給される。

また、この場合、電力系統２から供給された電力を用いて水素発生装置４０が水素を製造するようにしてもよい。このことにより、水素貯蔵装置５０に適正量の水素を容易に貯蔵することが可能となる。

このように、平常時の場合には、太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置１０で発電された電力を用いて水素が製造され、水素貯蔵装置５０における水素の貯蔵量が確保される。また、自然エネルギー発電装置１０で発電された電力の余剰分が、負荷部３に供給されるとともに、燃料電池発電装置６０で水素を用いた発電により得られた電力が、負荷部３に供給される。従って、自然エネルギー発電装置１０や燃料電池発電装置６０で発電された電力を効果的に利用することができる。また、平常時において電力系統２から負荷部３へ供給される電力のピーク値を低減することができ、ピークカットを効果的に実現することができる。時間帯が夜（特に深夜）である場合には、電力系統２の深夜電力を利用して水素を製造することができ、水素を効果的に確保することができる。

次に、異常時（災害時等）の水素システム１の動作について説明する。ここでは、まず、時間帯が昼であって天候が晴れである場合について説明する。

この場合、平常時の場合と同様に、自然エネルギー発電装置１０、蓄電池２０２および水素発生装置４０がそれぞれ制御される。すなわち、太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置１０により発電された電力が、水素発生装置４０に供給され、自然エネルギー発電装置１０の出力量に応じて負荷部３または蓄電池２０２にも供給される。蓄電池２０２に蓄電された電力は放電されて水素発生装置４０に供給され、水素の製造に補助的に利用される。

なお、燃料電池発電装置６０は発電を行い、発電により得られた電力は負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は温水を生成し、生成された温水は負荷部３に供給される。

次に、異常時で時間帯が昼であって天候が曇り若しくは雨である場合について説明する。

この場合、自然エネルギー発電装置１０で発電された電力は、水素発生装置４０には供給されることなく、負荷部３に供給されるとともにパワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２に充電される。この場合、水素発生装置４０は水素の製造を停止する。蓄電池２０２で蓄電された電力は負荷部３に供給される。供給された電力は、例えば、照明設備等の特定の負荷に利用され得る。

燃料電池発電装置６０は発電を行い、発電により得られた電力は負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は温水を生成し、生成された温水は負荷部３に供給される。

次に、異常時で時間帯が夜である場合について説明する。

この場合、自然エネルギー発電装置１０は発電を停止する。このため、自然エネルギー発電装置１０から電力は出力されない。また、パワーコンディショナ装置２０の蓄電池２０２は、充電を停止するとともに、蓄電された電力を放電する。放電された電力は負荷部３に供給される。供給された電力は、例えば、照明設備等の特定の負荷に利用され得る。なお、この蓄電池２０２から負荷部３への電力供給は、後述する燃料電池発電装置６０から負荷部３への電力供給を補助するために行われる。

燃料電池発電装置６０は発電を行い、発電により得られた電力は負荷部３に供給される。また、燃料電池発電装置６０は温水を生成し、生成された温水は負荷部３に供給される。

このように、異常時の場合においても、時間帯に関わらずに、水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素を用いて燃料電池発電装置６０が発電を行い、その発電により得られた電力が負荷部３に供給される。このことにより、水素を製造して発電を行い、負荷部３への継続的な電力供給を行うことができる。とりわけ、本実施の形態によれば、水素発生装置４０は、自然エネルギー発電装置１０により発電された電力を用いて水素を製造することができる。このため、災害などによって停電が発生して電力系統２から負荷部３に電力が供給されない異常時であっても、外部から燃料を調達せずに、長期間に渡って自立運転を行うことが可能となる。従って、異常時であっても、負荷部３に電力を安定的に供給することができる。

また、制御装置７０は、水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素の貯蔵量に基づいて、水素発生装置４０を制御する。このことについて図１６を用いて説明する。図１６は、本実施の形態による水素システム１の動作の一部を示すフロー図である。

図１６に示すように、まず、制御装置７０は、水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素の貯蔵量が、予め定めた所定値より少ないか否かを判断する（ＳＴ１）。この場合、制御装置７０に、水素貯蔵装置５０の計測機器によって計測された水素の貯蔵量が、データ信号として制御装置７０に入力され、入力された貯蔵量に基づいて、制御装置７０は上記の判断を行う。

続いて、制御装置７０は、水素の貯蔵量が当該所定値より少ないと判断した場合、水素発生装置４０において水素の製造が実施されるように、水素システム１の各装置を制御する（ＳＴ２ａ）。製造された水素は、水素貯蔵装置５０に供給されて貯蔵され、水素貯蔵装置５０における水素の貯蔵量が増大し得る。

一方、水素の貯蔵量が上記所定値以上である場合、制御装置７０は、水素発生装置４０において水素の製造が停止するように、水素システム１の各装置を制御する（ＳＴ２ｂ）。これにより、水素発生装置４０から水素貯蔵装置５０への水素の供給が停止する。

このようにして、本実施の形態では、水素貯蔵装置５０において適正量の水素が容易に貯蔵される。このことにより、燃料電池発電装置６０が長期間に渡って自立運転を行うことを可能とし、負荷部３に電力を安定的に供給することができる。

このように本実施の形態によれば、第２コンテナ８２に収容された水素発生装置４０によって水素が製造されて、製造された水素が、第２コンテナ８２上に縦積みされた第１コンテナ８１に収容された水素貯蔵装置５０に貯蔵される。水素貯蔵装置５０に貯蔵された水素を用いて、第２コンテナ８２に収容された燃料電池発電装置６０が発電を行い、負荷部３に供給することができる。このことにより、水素を製造して発電を行い、負荷部３への継続的な電力供給を可能にする水素システム１を構成することができる。また、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０は、第１コンテナ８１または第２コンテナ８２に収容されている。このことにより、これらの装置を容易に運搬することができ、水素システム１の設置工事の工期を短縮させることができる。さらに、第１コンテナ８１が第２コンテナ８２上に縦積みされているため、水素システム１の設置スペースを低減することができる。

また、本実施の形態によれば、第１コンテナ８１の下方に設置された第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が収容されている。このことにより、水素貯蔵装置５０が収容された第１コンテナ８１よりも重い第２コンテナ８２を下側に配置することができ、水素システム用コンテナ組合体８０の重心を低くし、安定化を図ることができる。また、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０は、水素貯蔵装置５０に比べるとメンテナンスの頻度が高いため、メンテナンス作業の効率を向上させる水素システム１を得ることができる。

なお、上述した本実施の形態においては、パワーコンディショナ装置２０が蓄電池２０２を有している例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、パワーコンディショナ装置２０は、蓄電池２０２を有していなくてもよい。

また、上述した本実施の形態においては、水素システム１が貯水装置３０を備えている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、水素システム１は、貯水装置３０を備えていなくてもよい。この場合、水素発生装置４０と燃料電池発電装置６０のそれぞれに、既設の水道設備から直接的に水が供給されるようにすることが好適である。

また、上述した本実施の形態においては、水素貯蔵装置５０が水素貯蔵タンク５０１を含む例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、水素貯蔵装置５０は、液体状態の水素を貯蔵する構成であってもよく、あるいは水素吸蔵合金を用いて水素を貯蔵する構成であってもよい。

また、上述した本実施の形態においては、燃料電池発電装置６０が、ラジエータ６０４を有している例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、燃料電池発電装置６０は、ラジエータ６０４を有していなくてもよい。

また、上述した本実施の形態においては、水素システム１が電力系統２に連系され、電力系統２から電力が供給可能に構成されている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、水素システム１には、電力系統２から電力が供給されないように構成されていてもよい。

また、上述した本実施の形態においては、第１コンテナ８１に水素貯蔵装置５０が収容され、第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０が収容されている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはない。例えば、第１コンテナ８１に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの一つ以上三つ以下の装置が収容され、第２コンテナ８２に、その残りの装置が収容されていてもよい。言い換えると、第１コンテナ８１に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちのいずれかが収容され、その残りが第２コンテナ８２内に収容されていてもよい。この場合においても、継続的な電力供給を可能にするシステムの設置工事の工期を短縮させることができるとともに設置スペースを低減することができる。更に言えば、第１コンテナ８１に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つが収容され、第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つが収容されていればよい。この場合においても、継続的な電力供給を可能にするシステムの設置工事の工期を短縮させることができるとともに設置スペースを低減することができる。なお、上述した装置２０、４０、５０、６０以外の装置である自然エネルギー発電装置１０や、貯水装置３０、制御装置７０が、第１コンテナ８１または第２コンテナ８２に収容されていてもよい。すなわち、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２に収容される装置構成は、上述した本実施の形態の例に限られるものではない。

（第２の実施の形態）
次に、図１７を用いて、第２の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図１７に示す第２の実施の形態においては、第１コンテナの上面、および／または、第１コンテナ若しくは第２コンテナの側面に太陽光発電装置が設置されている点が主に異なり、他の構成は、図１乃至図１６に示す第１の実施の形態と略同一である。なお、図１７において、図１乃至図１６に示す第１の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図１７に示すように、本実施の形態においては、第１コンテナ８１の上面に、自然エネルギー発電装置１０としての太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが設置されている。この太陽電池パネル１１ａは、図示しない架台を介して第１コンテナ８１の上面に取り付けられていてもよい。また、太陽電池パネル１１ａは、太陽光の採光効率が最も良くなるように、南側を向いて傾斜させることが好適である。

また、図１７に示すように、第１コンテナ８１若しくは第２コンテナ８２の正面（側面）に、太陽光発電装置１１の他の太陽電池パネル１１ａが設置されている。この太陽電池パネル１１ａも、図示しない架台を介して第１コンテナ８１および第２コンテナ８２のうちの少なくとも一つに取り付けられていてもよい。ここで、コンテナ８１、８２の正面とは、直方体状のコンテナ８１、８２の４つの側面のうち、幅寸法が大きい側面であって、太陽光の採光効率が最も良くなる側面を意味するものとして用いている。すなわち、各コンテナ８１、８２の幅寸法が大きい側面を南側に向けて正面とし、当該正面に太陽電池パネル１１ａを傾斜させて設置することが好適である。

なお、図１７に示すように、第１コンテナ８１の上面に太陽電池パネル１１ａが設置されるとともに、第１コンテナ８１若しくは第２コンテナ８２の正面に太陽電池パネル１１ａが設置されていてもよい。この場合、２つの太陽電池パネル１１ａが自然エネルギー発電装置１０を構成する。あるいは、図示しないが、第１コンテナ８１の上面、並びに、第１コンテナ８１若しくは第２コンテナ８２の正面のうちのいずれか一方に太陽電池パネル１１ａが設置されるようにしてもよい。

このように本実施の形態によれば、太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが第１コンテナ８１上に、または第１コンテナ８１若しくは第２コンテナ８２の正面に設置される。このことにより、水素システム１の設置スペースをより一層低減することができる。また、第１コンテナ８１上に太陽電池パネル１１ａを設置する場合には、周囲の建物などによって太陽光が遮られることを抑制でき、太陽光発電装置１１の運転効率を向上させることができる。

（第３の実施の形態）
次に、図１８を用いて、第３の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図１８に示す第３の実施の形態においては、第１コンテナと第２コンテナとの間に振動吸収機構が介在されている点が主に異なり、他の構成は、図１７に示す第２の実施の形態と略同一である。なお、図１８において、図１７に示す第２の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図１８に示すように、本実施の形態においては、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２との間に、振動吸収機構８３が介在されている。振動吸収機構８３としては、例えば、積層ゴムを挙げることができるが、振動を吸収可能であれば、これに限られることはない。

このように本実施の形態によれば、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２との間に介在された振動吸収機構８３により、第１コンテナ８１の振動が第２コンテナ８２に伝達されることを抑制できるとともに、第２コンテナ８２の振動が第１コンテナ８１に伝達されることを抑制できる。とりわけ、第１コンテナ８１または第２コンテナ８２に太陽光発電装置１１が設置されている場合には、第２コンテナ８２の振動が太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａに伝達されることを抑制でき、太陽電池パネル１１ａとコンテナ８１、８２との取付信頼性の低下を防止できる。

（第４の実施の形態）
次に、図１９を用いて、第４の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図１９に示す第４の実施の形態においては、第２コンテナの側方に第３コンテナが設置され、第３コンテナ上に第４コンテナが縦積みされ、第１コンテナの上面および第４コンテナの上面に、太陽光発電装置が設置されている点が主に異なり、他の構成は、図１７に示す第２の実施の形態と略同一である。なお、図１９において、図１７に示す第２の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図１９に示すように、本実施の形態においては、第２コンテナ８２の側方（奥側）に第３コンテナ８４が設置され、第３コンテナ８４上に第４コンテナ８５が縦積みされている。第３コンテナ８４には、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つが収容され、第４コンテナ８５にも、これらの装置２０、４０、５０および６０のうちの少なくとも一つが収容されていればよく、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５に収容される装置構成は任意である。

図１９に示すように、第１コンテナ８１の上面だけでなく、第４コンテナ８５の上面にも、自然エネルギー発電装置１０を構成する太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが設置されている。また、図１７に示す形態と同様にして、第１コンテナ８１若しくは第２コンテナ８２の正面（第３コンテナ８３若しくは第４コンテナ８４の側とは反対側の側面）にも太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが設置されていてもよい。

このように本実施の形態によれば、第２コンテナ８２の側方に第３コンテナ８４が設置され、第３コンテナ８４上に第４コンテナ８５が縦積みされている。そして、第１コンテナ８１の上面および第４コンテナ８５の上面に、太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが設置されている。このことにより、太陽電池パネル１１ａの個数または表面積を増大させることができ、太陽光発電装置１１から出力される電力の出力量を増大させることができる。

（第５の実施の形態）
次に、図２０を用いて、第５の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図２０に示す第５の実施の形態においては、第２コンテナの側方に傾斜設置用コンテナが設置され、第１コンテナおよび傾斜設置用コンテナに、太陽電池パネルが傾斜するように太陽光発電装置が設置されている点が主に異なり、他の構成は、図１乃至図１６に示す第２の実施の形態と略同一である。なお、図２０において、図１乃至図１６に示す第１の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図２０に示すように、本実施の形態においては、第２コンテナ８２の側方（奥側）に第３コンテナ８４が設置され、第３コンテナ８４上に第４コンテナ８５が縦積みされている。第３コンテナ８４には、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つが収容され、第４コンテナ８５にも、これらの装置２０、４０、５０および６０のうちの少なくとも一つが収容されていればよく、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５に収容される装置構成は任意である。

また、第２コンテナ８２の側方（正面側）に傾斜設置用コンテナ８６が設置されている。また、第４コンテナ８５上に第２の傾斜設置用コンテナ８７が縦積みされている。このようにして、各コンテナの長手方向に沿って見たときに、傾斜設置用コンテナ８６、第１コンテナ８１および第２の傾斜設置用コンテナ８７が、階段状に配置されている。傾斜設置用コンテナ８６および第２傾斜設置用コンテナ８７には、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つが収容されている。

第１コンテナ８１、傾斜設置用コンテナ８６および第２の傾斜設置用コンテナ８７に、自然エネルギー発電装置１０としての太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａが傾斜するように設置されている。この太陽電池パネル１１ａは、図示しない架台を介して第１コンテナ８１、傾斜設置用コンテナ８６および第２の傾斜設置用コンテナ８７に取り付けられていればよい。このことにより、太陽電池パネル１１ａを傾斜させた取付を容易に実現することができる。また、各コンテナの幅寸法が大きい側面を南側に向けて正面とし、当該正面に積み重なるように、太陽電池パネル１１ａを傾斜させて設置することが好適である。

このように本実施の形態によれば、第２コンテナ８２の側方に傾斜設置用コンテナ８６が設置され、第４コンテナ８５上に第２の傾斜設置用コンテナ８７が縦積みされている。このことにより、コンテナの長手方向に沿って見たときに、第１コンテナ８１、傾斜設置用コンテナ８６および第２の傾斜設置用コンテナ８７を階段状に配置することができる。このため、太陽光発電装置１１の太陽電池パネル１１ａを、第１コンテナ８１、傾斜設置用コンテナ８６および第２の傾斜設置用コンテナ８７に設置することにより、容易に傾斜させることができるとともに、太陽電池パネル１１ａの表面積を増大させることができる。この結果、太陽電池パネル１１ａの採光効率を容易に向上させるとともに電力の出力量を増大させることができる。また、水素システム１の設置スペースを低減することができる。

なお、上述した本実施の形態においては、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５が設置され、第４コンテナ８５上に第２の傾斜設置用コンテナ８７が縦積みされ、太陽光発電装置１１が、第１コンテナ８１、傾斜設置用コンテナ８６および第２の傾斜設置用コンテナ８７に設置されている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、第３コンテナ８４、第４コンテナ８５および第２の傾斜設置用コンテナ８７が設置されることなく、太陽光発電装置１１が、第１コンテナ８１および傾斜設置用コンテナ８６に設置されて、太陽電池パネル１１ａを傾斜させるようにしてもよい。この場合においても、コンテナの長手方向に沿って見たときに、第１コンテナ８１および傾斜設置用コンテナ８６が階段状に配置され、太陽電池パネル１１ａを容易に傾斜させることができる。

（第６の実施の形態）
次に、図２１を用いて、第６の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図２１に示す第６の実施の形態においては、第１コンテナに収容された装置と第２コンテナに収容された装置とが同一であり、第３コンテナに収容された装置と第４コンテナに収容された装置とが同一である点が主に異なり、他の構成は、図１９に示す第４の実施の形態と略同一である。なお、図２１において、図１９に示す第４の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図２１に示すように、本実施の形態においては、第１コンテナ８１に収容された装置と第２コンテナ８２に収容された装置とが同一である。すなわち、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２には、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０がそれぞれ収容されている。

また、第３コンテナ８４に収容された装置と第４コンテナ８５に収容された装置とが同一である。すなわち、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５には、水素貯蔵装置５０がそれぞれ収容されている。

このようにして、本実施の形態による水素システム１は、２つのパワーコンディショナ装置２０、２つの水素発生装置４０、２つの水素貯蔵装置５０、および２つの燃料電池発電装置６０を備えている。なお、図２１に示す形態においては、太陽光発電装置１１は、コンテナに設置されていないが、図１９に示す第４の実施の形態のように、太陽光発電装置１１が、コンテナに設置されていてもよい。

このように本実施の形態によれば、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０がそれぞれ２つずつ設けられている。このことにより、蓄電量を増大させ、水素の製造能力を増大させ、水素の貯蔵容量を増大させ、水素による発電量を増大させることができる。更には、温水の生成量を増大させることもできる。また、同一の装置を収容したコンテナ同士が縦積みされているため、同一の装置同士での配管や配線等の接続を容易に行うことができる。

なお、上述した本実施の形態においては、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０がそれぞれ収容されるとともに、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５に、水素貯蔵装置５０がそれぞれ収容されている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、第１コンテナ８１に収容される装置と第２コンテナ８２に収容される装置とが同一であれば、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２に収容される装置は、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つであればよい。同様に、第３コンテナ８４に収容される装置と第４コンテナ８５に収容される装置とが同一であれば、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５に収容される装置は、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つであればよい。

（第７の実施の形態）
次に、図２２を用いて、第７の実施の形態における水素システム用コンテナ組合体について説明する。

図２２に示す第７の実施の形態においては、互いに異なる装置が収容されて縦積みされた２つのコンテナによりそれぞれ構成される２つのセットが並設されている点が主に異なり、他の構成は、図２１に示す第６の実施の形態と略同一である。なお、図２２において、図２１に示す第６の実施の形態と同一部分には同一符号を付して詳細な説明は省略する。

図２２に示すように、本実施の形態においては、第１コンテナ８１に収容された装置と第４コンテナ８５に収容された装置とが同一である。すなわち、第１コンテナ８１および第４コンテナ８５には、水素貯蔵装置５０がそれぞれ収容されている。

また、第２コンテナ８２に収容された装置と第３コンテナ８４に収容された装置とが同一である。すなわち、第２コンテナ８２および第３コンテナ８４には、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０がそれぞれ収容されている。

このようにして、本実施の形態による水素システム１においては、互いに異なる装置が収容されて縦積みされた第１コンテナ８１および第２コンテナ８２により構成されたセットと、同様にして互いに異なる装置が収容されて縦積みされた第３コンテナ８４および第４コンテナ８５により構成されたセットが、並設されている。

このように本実施の形態によれば、互いに異なる装置が収容されて縦積みされた２つのコンテナ８１、８２により構成されるセットと、同様にして縦積みされた２つのコンテナ８４、８５により構成されるセットが、並設されている。このことにより、負荷部３での電力の需要のピークや大きさ、また自然エネルギー発電装置１０の発電能力に合わせて、第３コンテナ８４および第４コンテナ８５を、第１コンテナ８１および第２コンテナ８２に並設したり、あるいは、他の水素システム１に容易に移設させたりすることができる。このため、水素システム１の状況の変化に応じて、装置構成を柔軟に変更することができ、効率の良い運転を行うことができる。また、第１コンテナ８１と第２コンテナ８２の装置構成と、第３コンテナ８４と第４コンテナ８５の装置構成が同一であるため、水素貯蔵量や発電量を同じ割合で変更することができるという利点もある。

なお、上述した本実施の形態においては、第１コンテナ８１および第４コンテナ８５に、水素貯蔵装置５０がそれぞれ収容されるとともに、第２コンテナ８２および第３コンテナ８４に、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０および燃料電池発電装置６０がそれぞれ収容されている例について説明した。しかしながら、このことに限られることはなく、第１コンテナ８１に収容される装置と第４コンテナ８５に収容される装置とが同一であれば、第１コンテナ８１および第４コンテナ８５に収容される装置は、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つであればよい。同様に、第２コンテナ８２に収容される装置と第３コンテナ８４に収容される装置とが同一であれば、第２コンテナ８２および第３コンテナ８４に収容される装置は、パワーコンディショナ装置２０、水素発生装置４０、水素貯蔵装置５０および燃料電池発電装置６０のうちの少なくとも一つであればよい。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。また、当然のことながら、本発明の要旨の範囲内で、これらの実施の形態を、部分的に適宜組み合わせることも可能である。

１ 水素システム
１１ａ 太陽電池パネル
２０ パワーコンディショナ装置
４０ 水素発生装置
５０ 水素貯蔵装置
６０ 燃料電池発電装置
８０ 水素システム用コンテナ組合体
８１ 第１コンテナ
８２ 第２コンテナ
８３ 振動吸収機構
８４ 第３コンテナ
８５ 第４コンテナ
８６ 傾斜設置用コンテナ

Claims (12)

1. 水素を発生させる水素発生装置、前記水素発生装置により発生した水素を貯蔵する水素貯蔵装置、前記水素貯蔵装置に貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池発電装置、および前記水素発生装置に供給される電力を調整する電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第１コンテナと、
   前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第２コンテナと、を備え、
   前記第１コンテナは、前記第２コンテナ上に縦積みされ、
   前記第１コンテナに、前記水素貯蔵装置が収容され、
   前記第２コンテナに、前記水素発生装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置が収容されていることを特徴とする水素システム用コンテナ組合体。
2. 前記第１コンテナと前記第２コンテナとの間に振動吸収機構が介在されていることを特徴とする請求項１に記載の水素システム用コンテナ組合体。
3. 水素を発生させる水素発生装置、前記水素発生装置により発生した水素を貯蔵する水素貯蔵装置、前記水素貯蔵装置に貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池発電装置、および前記水素発生装置に供給される電力を調整する電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第１コンテナと、
   前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第２コンテナと、を備え、
   前記第１コンテナは、前記第２コンテナ上に縦積みされ、
   前記第１コンテナと前記第２コンテナとの間に振動吸収機構が介在されていることを特徴とする水素システム用コンテナ組合体。
4. 前記第１コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置の一つ以上三つ以下が収容され、
   前記第２コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置の残りが収容されていることを特徴とする請求項３に記載の水素システム用コンテナ組合体。
5. 前記第１コンテナの上面、および／または、前記第１コンテナ若しくは前記第２コンテナの側面に、太陽電池パネルが設置されていることを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の水素システム用コンテナ組合体。
6. 前記第２コンテナの側方に設置された第３コンテナと、
   前記第３コンテナ上に縦積みされた第４コンテナと、を更に備え、
   前記第３コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
   前記第４コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
   前記第１コンテナの上面および前記第４コンテナの上面に、太陽電池パネルが設置されていることを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の水素システム用コンテナ組合体。
7. 前記第１コンテナ若しくは前記第２コンテナにおける前記第３コンテナの側とは反対側の側面に、他の太陽電池パネルが設置されていることを特徴とする請求項６に記載の水素システム用コンテナ組合体。
8. 前記第２コンテナの側方に設置された傾斜設置用コンテナと、
   前記傾斜設置用コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
   前記第１コンテナおよび前記傾斜設置用コンテナに、太陽電池パネルが傾斜するように設置されていることを特徴とする請求項１乃至４のいずれか一項に記載の水素システム用コンテナ組合体。
9. 水素を発生させる水素発生装置、前記水素発生装置により発生した水素を貯蔵する水素貯蔵装置、前記水素貯蔵装置に貯蔵された水素を用いて発電を行う燃料電池発電装置、および前記水素発生装置に供給される電力を調整する電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第１コンテナと、
   前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容された第２コンテナと、を備え、
   前記第１コンテナは、前記第２コンテナ上に縦積みされ、
   前記第２コンテナの側方に設置された第３コンテナと、
   前記第３コンテナ上に縦積みされた第４コンテナと、を更に備え、
   前記第３コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
   前記第４コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
   前記第１コンテナに収容された装置と前記第２コンテナに収容された装置とが同一であり、
   前記第３コンテナに収容された装置と前記第４コンテナに収容された装置とが同一であることを特徴とする水素システム用コンテナ組合体。
10. 前記第２コンテナの側方に設置された第３コンテナと、
    前記第３コンテナ上に縦積みされた第４コンテナと、を更に備え、
    前記第３コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
    前記第４コンテナに、前記水素発生装置、前記水素貯蔵装置、前記燃料電池発電装置、および前記電力調整装置のうちの少なくとも一つが収容され、
    前記第１コンテナに収容された装置と前記第４コンテナに収容された装置とが同一であり、
    前記第２コンテナに収容された装置と前記第３コンテナに収容された装置とが同一であることを特徴とする請求項１または２に記載の水素システム用コンテナ組合体。
11. 前記電力調整装置は、蓄電池を含み、
    前記蓄電池は、前記燃料電池発電装置で発電された電力を蓄電するように構成されていることを特徴とする請求項１乃至１０のいずれか一項に記載の水素システム用コンテナ組合体。
12. 前記第１コンテナおよび前記第２コンテナは、規格化された運搬可能な大きさをそれぞれ有していることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか一項に記載の水素システム用コンテナ組合体。

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