JP2001161098A

JP2001161098A - 逆潮流が認められる瞬時受電電力制御システム

Info

Publication number: JP2001161098A
Application number: JP34022599A
Authority: JP
Inventors: Toyoichi Tamura; 豊一田村
Original assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Current assignee: Tokyo Gas Co Ltd
Priority date: 1999-11-30
Filing date: 1999-11-30
Publication date: 2001-06-12

Abstract

(57)【要約】【課題】受電電力の脈動を制限することにより、構内
配線網および電力系統の電圧変動を抑制する瞬時受電電
力制御システムを提供する。【解決手段】電力系統１０に接続された構内配線網４
１と、電力系統と連系して常時運転される発電機２１
と、負荷３１と、受電電力をゼロにするように発電機を
駆動する原動機を制御する発電機制御回路５０とからな
る電力供給システムに用いる瞬時受電電力制御システム
７０であって、連系トランス７１と、双方向に電力変換
する双方向コンバータ７２と、電力貯蔵媒体７３と、系
統電圧と受電電流と双方向コンバータ入力電圧と双方向
コンバータ出力電流と直流中間回路電圧と直流中間回路
電圧目標値とから、双方向コンバータ７２の動作を制御
する双方向コンバータ制御回路８０とを具備し、負荷の
急激な変化が生じたときに受電電力の脈動を生じないよ
うに双方向コンバータを制御する。

Description

【発明の詳細な説明】

【０００１】

【発明の属する技術分野】本発明は、ガスエンジンまた
はガスタービンで駆動される自家用発電機を電力系統と
連系させ、負荷に電力供給し、自家用発電機で不足する
負荷の電力を電力系統から供給するようにした、いわゆ
る系統連系運転を行う電力供給システムにおいて、負荷
の急変によって電力系統間に発生する電力脈動による電
力の品質の低下を阻止するようにした逆潮流が認められ
る場合の瞬時受電電力制御システムおよび瞬時受電電力
制御システムを備えた無停電電源システムに関する。

【０００２】

【従来の技術】従来、負荷に電力を供給する給電システ
ムとして、ガスエンジンまたはガスタービンで駆動され
る自家用発電機を電力系統と連系させて負荷に電力を供
給し、自家用発電機で不足する負荷の電力を電力系統か
ら供給するようにした、いわゆる系統連系運転が盛んに
行われている。

【０００３】このような電力供給システムにおいて、電
気事業法では、系統連系運転において、電力系統へ電力
が逆流するいわゆる逆潮流が認められ、逆潮流電力（自
家用発電機の余剰電力）を電力会社に販売する場合があ
る。

【０００４】逆潮流が認められるケースでは、逆潮流電
力を電力会社に販売することもできるが、電力会社の逆
潮流電力（自家用発電機の余剰電力）の購入価格が安い
ので、通常電力会社からの受電電力をゼロにするように
発電機を制御し、自家用発電機から負荷の全電力を給電
している。

【０００５】すなわち、負荷電力をＰＬ、発電機出力電
力をＰＧ、受電電力をＰＳとすると、ＰＳ＝ＰＬ−ＰＧ
であり、ＰＧ＝ＰＬとして、ＰＳをゼロにするように発
電機の運転を制御している。

【０００６】従来の、自家用発電機を有する電力供給シ
ステムの構成を、図３０を用いて説明する。

【０００７】従来の自家用発電機を有する電力供給シス
テムは、電力系統１０と自家用発電機２１と負荷３１を
構内配線網４１で相互に接続して構成される。

【０００８】自家用発電機２１は、ガスタービンまたは
ガスエンジン２３で常時駆動され、該ガスタービンまた
はガスエンジン２３の出力は、燃料弁２５の開度を制御
することによって制御されている。

【０００９】燃料弁２５の開度は、発電機制御回路５０
によって、電力系統１０からの受電電力を設定値と比較
して、必要とする値が演算される。

【００１０】燃料弁の開度演算は、電力系統１０の系統
電圧検出値（ＶＳ１）を検出する系統電圧検出器１（Ｐ
ＴＳ１）１１と、電力系統からの受電電流検出値（ＩＳ
１）を検出する受電電流検出器１（ＣＴＳ１）１２と、
両検出器からの検出信号（ＶＳ１，ＩＳ１）を用いて受
電電力を演算する発電機用受電電力演算回路５１と、受
電電力を用いて燃料弁開度を制御する信号を演算する発
電機制御回路５０とによって実行される。

【００１１】発電機制御回路５０は、発電機用受電電力
設定器９１、発電機用受電電力制御回路５３とを有して
構成される。

【００１２】上記構成を有する電力供給システムにおい
て、自家用発電機の受電電力制御方法を説明する。

【００１３】この電力供給システムにおいては、自家用
発電機２１を駆動する内燃機関のガスエンジンまたはガ
スタービン２３への燃料供給系統に設ける燃料弁２５の
開度を、発電機用受電電力制御演算回路５３によって調
整し、発電機出力電力を制御する。

【００１４】発電機用受電電力演算回路５１は、電力系
統１０から構内配線網４１への電力供給ラインに設けら
れる系統電圧検出器１（ＰＴＳ１）１１から検出される
系統電圧検出値（ＶＳ１）および電力系統１０から構内
配線網４１への電力供給ラインに設けられる受電電流検
出器１（ＣＴＳ１）１２から検出される受電電流検出値
（ＩＳ１）を入力とし、受電電力を演算する。以下演算
された値を受電電力検出値１（ＰＳ１）という。

【００１５】発電機用受電電力設定器９１は、適切な受
電電力値（ゼロ）を設定する。以下設定された受電電力
を発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）という。

【００１６】発電機用受電電力制御演算回路５３は、発
電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）と受電電力検出値１
（ＰＳ１）から受電電力検出値１（ＰＳ１）が発電機用
受電電力目標値（ＰＳ１＊）になるような燃料弁の開度
を演算する。以下演算された開度を燃料弁開度指令値と
いう。

【００１７】発電機用受電電力制御演算回路５３の構成
方法は数多く存在するが、代表的な発電機用受電電力制
御演算回路５３は、減算器５３１と、発電機用受電電力
制御回路（ＡＰＲ（ＰＳ１））５３２とから構成され
る。

【００１８】減算器５３１では、受電電力検出値１（Ｐ
Ｓ１）から発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）を減算
し、その偏差信号（以下、発電機用受電電力偏差信号
（ＥＳ１）という）を、例えばＰＩ制御回路を用いて構
成される発電機用受電電力制御回路（ＡＰＲ（ＰＳ
１））５３２に入力し、燃料弁開度指令値としている。

【００１９】燃料弁２５は、燃料弁開度指令値に基づき
燃料弁２５の開度を燃料弁開度指令値に調整する。

【００２０】以上の制御動作により、受電電力は発電機
用受電電力目標値（ＰＳ１＊）に制御される。

【００２１】以下、この動作を図３１を用いて説明す
る。図３１（Ａ）は負荷電力（ＰＬ）と発電機出力電力
（ＰＧ）の関係を、図３１（Ｂ）は発電機用受電電力目
標値（ＰＳ１＊）と受電電力検出値１（ＰＳ１）の関係
を、図３１（Ｃ）は発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ
１）をそれぞれ示している。

【００２２】今、図３１（Ａ）に示すように、負荷電力
が時刻Ｔ１に急減し、時刻Ｔ２に元に戻ったとする。時
刻Ｔ１に負荷電力がＰＬｈからＰＬＬに急減すると、発
電機出力電力（ＰＧ）はこれに追随するように制御され
るが各種の遅れ要素が存在することから、発電機出力電
力（ＰＧ）は時刻Ｔ１ではＰＧｈのままであり、受電電
力検出値１（ＰＳ１）は、図３１（Ｂ）に示すようにＰ
ＬＬ―ＰＧｈ＜０になり逆潮流が発生する。

【００２３】発電機用受電電力偏差信号(ＥＳ１）は、
図３１（Ｃ）に示すようにこのとき大きくマイナス側に
ふれる。

【００２４】この信号を元に発電機用受電電力制御回路
（ＡＰＲ（ＰＳ１））５３２の働きにより燃料弁２５の
開度は閉まる方向に作用し，その結果発電機出力電力が
減少し、徐々に受電電力は目標値へと調整される。な
お、発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）も徐々にゼロ
になる。

【００２５】時刻Ｔ２に負荷電力（ＰＬ）が元の値ＰＬ
ｈに戻ったときには今までの逆の動作を行うことにな
る。

【００２６】以上の説明により、受電電力には脈動が生
じることになる。

【００２７】ところで、平成６年度に高圧または特別高
圧受電する需要家の高調波ガイドラインが制定され、需
要家から電力系統へ流出する高調波電流が規制されてお
り、これを反映して需要家にアクテイブフィルターを設
置するケースが増加しつつある。

【００２８】アクテイブフィルターとは、負荷電流のう
ち、負荷から流出する高調波電流を分離検出して、双方
向に電力変換できるＰＷＭ制御コンバータから分離検出
した高調波電流と全く逆位相の電流を出力し、該高調波
電流を相殺するシステムである。

【００２９】近年の情報化社会を反映して、情報機器等
には、無停電電源装置（uninterruptible power supp
ly：ＵＰＳ）がしばしば用いられている。

【００３０】上記のような従来の電力供給システムにお
いては、図３１で説明したように受電電力の電力脈動が
大きく、構内配線網の電圧変動が大きくなり、著しい場
合は負荷が運転できなくなると言った問題点があり改善
が望まれていた。

【００３１】また、構内配線網の電圧変動は電力系統側
にも影響し、電力系統の電圧変動が生じ、電力系統が脆
弱な場合はその影響がことに顕著であり、改善が望まれ
ていた。

【００３２】さらに、従来の技術では、受電電力の電力
脈動を制限する瞬時受電電力制御システムと、高調波電
流を相殺するアクテイブフィルターが別々の装置であっ
たことから、設置する設備全体が大規模になり、広い設
置面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき
課題を擁していた。

【００３３】さらに、従来の技術では、受電電力の電力
脈動を制限する瞬時受電電力制御システムと、無停電電
源装置（ＵＰＳ）が別々の装置であったことから、設置
する設備全体が大規模になり広い設置面積と高額の設置
費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁していた。

【００３４】従来の技術では、受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムと、高調波電流を相殺
するアクテイブフィルターと、無停電電源装置（ＵＰ
Ｓ）が別々の装置であったことから、設置する設備全体
が大規模になり広い設置面積と高額の設置費用を要する
など多くの改善すべき課題を擁していた。

【００３５】従来技術は、瞬時受電電力制御システムの
電力貯蔵手段に蓄電池が用いられていた。図３１に示す
ように負荷変動が瞬時に起こるのに対して発電機の受電
電力の制御が秒オーダであるために受電電力が秒オーダ
で脈動する。また、負荷変動は常時発生しており、その
結果、受電電力の脈動も常時発生している。発明者が試
算した例によると一億回／１５年にも達する。したがっ
て、受電電力の脈動を吸収するために電力貯蔵手段とし
ては秒オーダの充放電を数多く行うことになる。蓄電池
などの電力貯蔵手段は内部抵抗が大きく、充放電を繰り
返すと温度が上昇し蓄電池の劣化を加速させる。また、
蓄電池のサイクル寿命は高々２０００回程度であり、短
時間で寿命に達してしまう。よって、蓄電池の交換が頻
繁に発生することになり実用的ではなかった。また、蓄
電池の交換は高額な費用が必要であり改善が望まれてい
た。

【００３６】

【発明が解決しようとする課題】本発明は、上記の問題
を解決した瞬時受電電力制御システムを提供することを
目的とする。

【００３７】すなわち、本発明は、受電電力の電力脈動
を制限する瞬時受電電力制御システムを提供し、もって
電力の品質の低下を阻止することを目的とする。

【００３８】また、本発明は、瞬時受電電力制御システ
ムとアクティブフィルタの機能を同時に満たすことによ
って、広い設置面積と高額な設置費用を必要としない瞬
時受電電力制御システムを提供することを目的とする。

【００３９】本発明は、瞬時受電電力制御システムと無
停電電源装置の機能を同時に満たすことによって、広い
設置面積と高額な設置費用を必要としない瞬時受電電力
制御システムを提供することを目的とする。

【００４０】さらに、本発明は、瞬時受電電力制御シス
テム、アクティブフィルタおよび無停電電源装置の機能
を同時に満たすことによって、広い設置面積と高額な設
置費用を必要としない瞬時受電電力制御システムを提供
することを目的とする。

【００４１】本発明は、電力貯蔵手段の交換回数を削減
することによって、実用的な瞬時受電電力制御システム
を提供することを目的とする。

【００４２】本発明は、電力貯蔵手段の交換回数を削減
することによって、電力貯蔵手段の交換費用を削減する
ことを目的とする。

【００４３】

【課題を解決するための手段】電力系統に接続された構
内配線網と、構内配線網に接続され電力系統と連系して
常時運転される発電機と、構内配線網に接続された負荷
と、構内配線網に接続された瞬時受電電力制御システム
とからなる電力供給システムにおいて、受電電力をゼロ
にするように発電機を駆動する原動機を運転する発電機
運転システムを備え、瞬時受電電力制御システムが、電
力系統に並列に接続された連系トランス又は連系リアク
トルと、該連系トランス又は連系リアクトルに接続され
た双方向コンバータと、該双方向コンバータにより電力
が充放電される電力貯蔵媒体と、直流中間回路の電圧を
検出する直流電圧検出手段と双方向コンバータの入力電
圧を検出する双方向コンバータ入力電圧検出手段と、双
方向コンバータの出力電流を検出する双方向コンバータ
出力電流検出手段と、系統電圧と受電電流と双方向コン
バータ入力電圧と双方向コンバータ出力電流と直流中間
回路電圧と直流中間回路電圧目標値とから、双方向コン
バータの動作を制御する双方向コンバータ制御手段とを
有しており、負荷の急激な変化が生じたときに受電電力
の脈動を生じないように双方向コンバータを制御するよ
うにした。

【００４４】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
負荷の急激な変化が生じたときに逆潮流側受電電力設定
値未満に逆潮流を生じないようにし、かつ、順潮流側受
電電力設定値を超えた順潮流を生じないように双方向コ
ンバータを制御するようにした。

【００４５】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が、逆潮流側の受電電力設定
手段と順潮流側の受電電力設定手段を有し、受電電力が
逆潮流側の受電電力設定値未満の場合は受電電力が逆潮
流側の受電電力設定値となり、受電電力が順潮流側の受
電電力設定値を超える場合は受電電力が順潮流側の受電
電力設定値となり、受電電力が逆潮流側の受電電力設定
値以上順潮流側の受電電力の設定値以下の場合は直流中
間回路電圧を一定にするように双方向コンバータを制御
するように構成した。

【００４６】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムの逆潮流側の受電電力設定値
をゼロ未満とし、順潮流側の受電電力設定値をゼロ超と
し、発電機の受電電力設定値をゼロとする。

【００４７】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が、逆潮流側の受電電力設定
手段、順潮流側の受電電力設定手段と時限設定手段を有
し、受電電力が逆潮流側の受電電力設定値未満の場合は
受電電力が逆潮流側の受電電力設定値となるように電力
を充電し、かつ、該充電電力が時限後にゼロになるよう
にし、受電電力が順潮流側の受電電力設定値を超える場
合は受電電力が順潮流側の受電電力設定値となるように
電力を放電し、かつ、該放電電力が時限後にゼロになる
ようにし、逆潮流を制限するために双方向コンバータが
充電モードである場合以外、および順潮流を制限するた
めに双方向コンバータが放電モードである場合以外は直
流中間回路電圧を一定にするように双方向コンバータを
制御するように構成した。

【００４８】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が逆潮流側の受電電力不感帯
設定手段、順潮流側の受電電力不感帯設定手段を有し逆
潮流を制限後、充電電力がゼロになったときには、受電
電力が逆潮流側の受電電力不感帯設定値未満の場合に限
り再度逆潮流を制限する充電モードに移行し、かつ、順
潮流を制限後、放電電力がゼロになったときには、放電
電力が順潮流側の受電電力不感帯設定値超の場合に限り
再度順潮流を制限する放電モードに移行するように双方
向コンバータを制御するように構成した。

【００４９】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
時限値を発電機の受電電力制御が追従できるに足る値以
上とする。

【００５０】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
発電機制御システムを、双方向コンバータ制御回路に組
み込んだ。

【００５１】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が系統電圧と受電電流から発
電機の燃料弁の開度を制御するように構成した。

【００５２】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が、発電機の受電電力設定手
段を有し、受電電力が逆潮流側の受電電力設定値未満の
場合は受電電力＋逆潮流側の受電電力設定値となるため
に必要な双方向コンバータ出力電流目標値に相当する双
方向コンバータ出力電力が発電機の受電電力設定値とな
るように発電機を制御し、受電電力が順潮流側の受電電
力設定値を超える場合は受電電力＋順潮流側の受電電力
目標値となるために必要な双方向コンバータ出力電流目
標値に相当する双方向コンバータ出力電力が発電機の受
電電力設定値となるように発電機を制御し、受電電力が
逆潮流側の受電電力設定値以上順潮流側の受電電力の設
定値以下の場合は受電電力が発電機の受電電力設定値と
なるように発電機を制御するように構成した。

【００５３】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが負荷電流を検出する手段
と、負荷電圧を検出する手段と、負荷電流と負荷電圧と
から負荷に流入する高調波成分を分離検出する手段を有
し、該分離検出された高調波成分をキャンセルするよう
に双方向コンバータを制御するようにした。

【００５４】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
時受電電力制御システムが直流中間回路電圧を交流に変
換するインバータを有し、該インバータに重要負荷を接
続した。

【００５５】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが直流中間回路電圧を交流に
変換する直列補償インバータと直列トランスと重要負荷
電流検出手段を有し、直列トランスの２次側に直列補償
インバータを接続し、電源ラインと重要負荷の間に直列
トランスの１次側を直列に接続した。

【００５６】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が時限設定手段と、重要負荷
電流を補償する手段を有し、該重要負荷電流補償手段は
双方向コンバータ入力電圧と重要負荷電流と該時限設定
手段により設定される時限値から重要負荷に流入する電
流の無効成分、不平衡成分、高調波成分、有効電流の変
動分を分離検出するとともに該無効成分、該不平衡成
分、該高調波成分をキャンセルし、該有効電流の変動分
をキャンセルし時限後にゼロとなるために必要な双方向
コンバータから出力すべき電流を演算し、この演算値に
基づき双方向コンバータを制御する。

【００５７】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
時限値を発電機の応答速度よりも遅い（大きい）数値と
する。

【００５８】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが直流中間回路電圧を交流に
変換するインバータを有し、該インバータに重要負荷を
接続した。

【００５９】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが直流中間回路電圧を交流に
変換する直列補償インバータと直列トランスと重要負荷
電流検出手段を有し、直列トランスの２次側に直列補償
インバータを接続し、電源ラインと重要負荷の間に直列
トランスの１次側を直列に接続した。

【００６０】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が時限設定手段と、重要負荷
電流を補償する手段を有し、該重要負荷電流補償手段は
双方向コンバータ入力電圧と重要負荷電流と該時限設定
手段により設定される時限値から重要負荷に流入する電
流の無効成分、不平衡成分、高調波成分、有効電流の変
動分を分離検出するとともに該無効成分、該不平衡成
分、該高調波成分をキャンセルし、該有効電流の変動分
をキャンセルし時限後にゼロとなるために必要な双方向
コンバータから出力すべき電流を演算し、この演算値に
基づき双方向コンバータを制御する。

【００６１】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
時限値を発電機の応答速度よりも遅い（大きい）数値と
する。

【００６２】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが半導体スイッチを有し、該
半導体スイッチと連系トランス又は連系リアクトルの間
に重要負荷を接続した。

【００６３】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが双方向コンバータ入力電圧
の電圧低下又は周波数低下を検出して半導体スイッチを
瞬時に解放するとともに双方向コンバータの制御モード
を電流制御モードから電圧制御モードに切り替え重要負
荷に無停電で電力供給する。

【００６４】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が瞬低検出手段、入力電圧基
準値設定手段、入力周波数基準値設定手段、入力電圧制
御手段、電流制御と電圧制御を切り替える手段を有し、
双方向コンバータ入力電圧の電圧低下又は周波数低下を
瞬低検出手段により検出すると、半導体スイッチを瞬時
に解放するとともに双方向コンバータの制御モードを電
流制御モードから電圧制御モードに切り替え、電圧制御
モードにおいては双方向コンバータ入力電圧を入力電圧
基準値設定値および入力周波数基準値設定値になるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流を演算
し、この演算値に基づき双方向コンバータを制御する。

【００６５】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが半導体スイッチを有し、該
半導体スイッチと連系トランス又は連系リアクトルの間
に重要負荷を接続した。

【００６６】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
瞬時受電電力制御システムが双方向コンバータ入力電圧
の電圧低下又は周波数低下を検出して半導体スイッチを
瞬時に解放するとともに双方向コンバータの制御モード
を電流制御モードから電圧制御モードに切り替え重要負
荷に無停電で電力供給する。

【００６７】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路が瞬低検出手段、入力電圧基
準値設定手段、入力周波数基準値設定手段、入力電圧制
御手段、電流制御と電圧制御を切り替える手段を有し、
双方向コンバータ入力電圧の電圧低下又は周波数低下を
瞬低検出手段により検出すると、半導体スイッチを瞬時
に解放するとともに双方向コンバータの制御モードを電
流制御モードから電圧制御モードに切り替え、電圧制御
モードにおいては双方向コンバータ入力電圧を入力電圧
基準値設定値および入力周波数基準値設定値になるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流を演算
し、この演算値に基づき双方向コンバータを制御する。

【００６８】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
高サイクル寿命で、かつ、出力密度の高い電力貯蔵手段
を用いた。

【００６９】上記瞬時受電電力制御システにおいて、電
力貯蔵手段としてコンデンサ、電気二重層コンデンサ、
フライホイールまたは超電導電力貯蔵を用いた。

【００７０】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路の直流中間回路電圧を一定に
する制御時定数（例えば積分時定数）、双方向コンバー
タ制御回路の受電電力の脈動を制限する制御時定数（例
えば積分時定数）、発電機制御回路の発電機の受電電力
を目標値にする制御時定数（例えば積分時定数）の間に
双方向コンバータ制御回路の直流中間回路電圧を一定に
する制御時定数（例えば積分時定数）＞発電機制御回路
の発電機の受電電力を目標値にする制御時定数（例えば
積分時定数）＞双方向コンバータ制御回路の受電電力の
脈動を制限する制御時定数（例えば積分時定数）の関係
を持たせた。

【００７１】上記瞬時受電電力制御システムにおいて、
双方向コンバータ制御回路の直流中間回路電圧を一定に
する制御時定数（例えば積分時定数）、双方向コンバー
タ制御回路の受電電力の脈動を制限する制御時定数（例
えば積分時定数）、双方向コンバータ制御回路の発電機
の受電電力を目標値にする制御時定数（例えば積分時定
数）の間に双方向コンバータ制御回路の直流中間回路電
圧を一定にする制御時定数（例えば、積分時定数）＞双
方向コンバータ制御回路の発電機の受電電力を目標値に
する制御時定数（例えば、積分時定数）＞双方向コンバ
ータ制御回路の受電電力の脈動を制限する制御時定数
（例えば、積分時定数）の関係を持たせた。

【００７２】

【発明の実施の形態】［第１の実施の形態］図１を用い
て、本発明の第一の実施の形態にかかる瞬時受電電力制
御システムの構成を説明する。この実施の形態にかかる
受電電力制御システムは、電力系統１０と自家用発電機
２１と負荷３１を構内配線網４１で相互に接続するとと
もに、さらに構内配線網４１に瞬時受電電力制御システ
ム７０を接続して構成される。

【００７３】この実施の形態における発電機２１の制御
の形態は、図３０に示した従来技術における発電機２１
の制御の形態と同様である。

【００７４】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路の電圧を検
出する直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７４と、双
方向コンバータ制御回路８０と、双方向コンバータの入
力ラインに設置される双方向コンバータ出力電流検出器
（ＣＴＣ）１６と、双方向コンバータ入力電圧検出器
（ＰＴＩ）１５とを有して構成される。

【００７５】双方向コンバータ制御回路８０は、系統電
圧検出器２（ＰＴＳ２）１３から出力される系統電圧検
出値（ＶＳ２）と、受電電流検出器２（ＣＴＳ２）１４
から出力される受電電流検出値（ＩＳ２）、直流中間回
路電圧検出器７４からの直流中間回路電圧検出値（ＥＤ
Ｃ）、直流中間回路電圧目標値（ＥＤＣ＊）、双方向コ
ンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１６からの双方向コ
ンバータ出力電流検出値（ＩＣ）と、双方向コンバータ
入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５からの双方向コンバータ
入力電圧検出値（ＶＩ）が入力され双方向コンバータ７
２の動作を制御する。

【００７６】図２に示すように、双方向コンバータ制御
回路８０は、瞬時受電電力制御システム用受電電力演算
回路８１と、受電電流補償電流演算回路８２と、直流中
間回路電圧補償電流演算回路８３と、双方向コンバータ
出力電流制御演算回路８４と、双方向コンバータ出力電
圧指令演算回路８５と、ＰＷＭ制御回路８６１と、キャ
リア信号発生回路８６２と、ゲートドライブ回路８６３
と、瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力設定
器９２と，瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電
力設定器９３とを有して構成される。

【００７７】瞬時受電電力制御システム７０による双方
向コンバータ７２の制御の方法を図２を用いて以下に説
明する。

【００７８】瞬時受電電力制御システム用受電電力演算
回路８１においては、系統電圧検出器２（ＰＴＳ２）１
３から検出した系統電圧検出値（ＶＳ２）および受電電
流検出器２（ＣＴＳ２）１４から検出した受電電流検出
値（ＩＳ２）を用いて受電電力（以下、受電電力検出値
２（ＰＳ２）という）を演算する。

【００７９】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３に
おいては、直流中間回路電圧を一定にするために直流中
間回路電圧目標値（ＥＤＣ＊）と直流中間回路電圧検出
器（ＶＳＤＣ）７４から検出された直流中間回路電圧検
出値（ＥＤＣ）から直流中間回路電圧を一定にするのに
必要な双方向コンバータから出力すべき有効電流（以
下、直流中間回路電圧補償有効電流という）を演算す
る。

【００８０】受電電流補償電流演算回路８２において
は、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力設定
器９３により設定された瞬時受電電力制御システム用逆
潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））（ゼロ未
満）、受電電力検出値２（ＰＳ２）、直流中間回路電圧
補償有効電流から、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））未満の場合は、受電電力検出値２（ＰＳ
２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目
標値（ＰＳ２＊（−））となるために必要な双方向コン
バータ７２から出力すべき電流を演算する。以下演算さ
れた電流を双方向コンバータ出力電流目標値という。

【００８１】瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力設定器９２により設定された瞬時受電電力制御シス
テム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））（ゼ
ロ超）、受電電力検出値２（ＰＳ２）、直流中間回路電
圧補償有効電流から、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬
時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（Ｐ
Ｓ２＊（＋））を超える場合は、受電電力検出値２（Ｐ
Ｓ２）が瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力
目標値（ＰＳ２＊（＋））となるために双方向コンバー
タ７２から出力すべき電流を演算し、双方向コンバータ
出力電流目標値とする。

【００８２】また、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））以上、瞬時受電電力制御システム用順潮流
側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））以下の場合は，直
流中間回路電圧を一定に保つのに必要な電流を演算し、
双方向コンバータ出力電流目標値とする。

【００８３】双方向コンバータ出力電流制御演算回路８
４においては双方向コンバータ出力電流目標値と双方向
コンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１６から検出され
た双方向コンバータ出力電流検出値（ＩＣ）から両者の
偏差がゼロになるために必要な双方向コンバータ出力電
圧の変化分（以下、双方向コンバータ出力電圧変化分指
令という）を演算する。

【００８４】双方向コンバータ出力電圧指令演算回路８
５においては双方向コンバータ出力電圧変化分指令と双
方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５から検出
された双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）から双
方向コンバータの出力電圧指令が演算される。

【００８５】ＰＷＭ制御回路８６１は双方向コンバータ
の出力電圧指令とキャリア信号発生回路８６２からのキ
ャリア信号との比較を行い、双方向コンバータを構成す
るスイッチング素子ブリッジのスイッチング信号を出力
する。

【００８６】ゲートドライブ回路８６３はこのスイッチ
ング信号に基づきスイッチング素子ブリッジに駆動パワ
ーを供給する。

【００８７】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。その理由を以下に説明する。

【００８８】瞬時受電電力制御システムとは、発電機２
１の出力電力の制御速度が負荷電力の変化の速度に追従
できないときに受電電力に脈動を生じるという問題に対
して、その脈動を吸収することにより解決しようとする
システムである。したがって、発電機２１の出力電力の
制御速度より瞬時受電電力制御システムの制御速度を速
くしなければならない。よって、発電機用受電電力制御
演算回路５３の制御時定数（例えば、積分時定数）Ｃを
受電電力補償電流演算回路８２の制御時定数（例えば、
積分時定数）Ｂより大とする（Ｃ＞Ｂ）必要がある。

【００８９】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａを、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂより大とする（Ａ＞Ｂ）理由は、以下のとおりであ
る。

【００９０】受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電
力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））を下回ったときに受電電流補償電流演算回路８
２は、受電電力検出値２（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））
にすべく双方向コンバータ７２へ有効電流を吸収するよ
うに動作する。

【００９１】このとき、直流中間回路電圧検出値（ＥＤ
Ｃ）は上昇し、直流中間回路電圧補償電流演算回路８３
は直流中間回路電圧検出値（ＥＤＣ）を目標値にすべ
く、双方向コンバータ７２から有効電流を出力するよう
に動作する。

【００９２】受電電流補償電流演算回路８２の動作と直
流中間回路電圧補償電流演算回路８３の動作は相反する
ことになる。この問題を克服するために直流中間回路電
圧補償電流演算回路８３の制御時定数Ａを受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数Ｂに対して大きくしてい
る。このようにすると、受電電流補償電流演算回路８２
の動作を直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の動作
に対して優先的に行うようになり受電電流補償電流演算
回路８２の動作と直流中間回路電圧補償電流演算回路８
３の動作が相反する問題点を克服することができる。

【００９３】なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（＋））を超えたときにも受電電流補償電流演算回
路８２の動作と直流中間回路電圧補償電流演算回路８３
の動作は相反する問題点があるが、同様にして解決可能
である。

【００９４】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａを発電機用受電電
力制御演算回路５３の制御時定数（例えば、積分時定
数）Ｃより大とする（Ａ＞Ｃ）理由は、図３の説明時に
後述する。

【００９５】以上の制御動作により受電電力検出値２
（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は双方向コン
バータを優先的に充電モードにし、受電電力検出値２
（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））に速やかに制限すること
が出来る。

【００９６】また、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（＋））を超える場合は、双方向コンバータ７２を
優先的に放電モードにし、受電電力検出値２（ＰＳ２）
を瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値
（ＰＳ２＊（＋））に速やかに制限することが出来る。
また、受電電力を制限する制御を行っていないときには
直流中間回路電圧を一定に保つことが出来る。

【００９７】以上の説明は、瞬時受電電力制御システム
の構造・制御に係わる説明であり、以下に瞬時受電電力
制御システム７０と発電機２１がどのようにして受電電
力を制御するのかを、各機器の電力チャートを示す図３
を用いて説明する。図３（Ａ）は負荷電力（ＰＬ）を、
図３（Ｂ）は受電電力（ＰＳ）を、図３（Ｃ）は発電機
用受電電力偏差信号（ＥＳ１）を、図３（Ｄ）は発電機
出力電力（ＰＧ）を、図３（Ｅ）は直流中間回路電圧
（ＥＤＣ）を、図３（Ｆ）は瞬時受電電力制御システム
出力電力（ＰＥ）をそれぞれ示している。

【００９８】時刻Ｔ１で負荷が急減したとする。受電電
力検出値２（ＰＳ２）が、瞬時受電電力制御システム用
逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（―））未満ゆえに
受電電流補償電流演算回路８２の働きで、受電電力検出
値２（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御システム用逆潮流受
電電力目標値（ＰＳ２＊（−））にすべく双方向コンバ
ータ７２へ有効電流を吸収するように動作する。このと
き瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）は、マイ
ナスの出力となる。

【００９９】受電電力は、瞬時受電電力制御システムの
働きで時刻Ｔ１から時刻Ｔ２の間は瞬時受電電力制御シ
ステム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））に
保たれている。

【０１００】発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）は時
刻Ｔ１から時刻Ｔ２の間は瞬時受電電力制御システム用
逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））に保たれて
いる。なお、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））はゼロ未満に設定されて
いる。

【０１０１】この理由は、仮に瞬時受電電力制御システ
ム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））がゼ
ロ、すなわち、発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）と
同じだとすると、発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）
はゼロを維持し続け、発電機用受電電力制御回路（ＡＰ
Ｒ（ＰＳ１））５３２は機能しない。したがって、発電
機の出力が低下しないため、双方向コンバータ７２は電
力を吸収し続け、やがて直流中間回路過電圧によりトリ
ップし、その結果受電点に電力脈動を発生させてしまう
からである。

【０１０２】瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））をゼロ未満に設定するこ
とによって、発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）は瞬
時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（Ｐ
Ｓ２＊（−））となり、発電機用受電電力制御回路（Ａ
ＲＰ（ＰＳ１））５３２が有効に機能することにより、
双方向コンバータによる受電電力の制御と発電機による
受電電力の制御に協調をもたせ、受電電力の脈動を制限
することができ、上記の問題を克服している。

【０１０３】なお、瞬時受電電力制御システム用順潮流
側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））はゼロ超に設定さ
れているが、その理由も同様である。

【０１０４】上記の発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ
１）により、発電機用受電電力制御回路（ＡＰＲ（ＰＳ
１））５３２の働きにより、受電電力を発電機用受電電
力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）にすべく発電機の出力電
力は徐々に低下する。

【０１０５】この低下に伴い、瞬時受電電力制御システ
ム出力電力（ＰＥ）は、受電電流補償電流演算回路８２
の働きで増加し、時刻Ｔ２で負荷電力（ＰＬ）−発電機
出力電力（ＰＧ）が、瞬時受電電力制御システム用逆潮
流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））になったとき
に、瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）はゼロ
になる。

【０１０６】直流中間回路電圧は、時刻Ｔ１〜時刻Ｔ２
の間は、直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の制御
時定数を受電電流補償電流演算回路８２のそれに対して
大きくしているために、受電電流補償電流演算回路８２
が直流中間回路電圧補償電流演算回路８３より優勢に機
能するため、双方向コンバータ７２が充電モードにな
り、上昇し続ける。その後、後述するように直流中間回
路電圧補償電流演算回路８３の機能により時刻Ｔ４には
直流中間回路電圧が目標値に整定される。

【０１０７】時刻Ｔ２から時刻Ｔ５の間は、受電電力検
出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流
側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））以上瞬時受電電力
制御システム用順潮流側受動電力目標値（ＰＳ２＊
（＋））以下ゆえに、受電電流補償電流演算回路８２の
働きで、直流中間回路電圧を一定に保つように双方向コ
ンバータが機能する。したがって、時刻Ｔ１〜時刻Ｔ２
の間上昇した直流中間回路電圧を直流中間回路電圧目標
値（ＥＤＣ＊）にするべく、瞬時受電電力制御システム
出力電力（ＰＥ）はプラス（電力を出力する）となる。
なお、瞬時受電電力制御システム出力電力は、直流中間
回路電圧補償電流演算回路８３の制御時定数が大きい
（例えば、積分時定数が大きい）ので、徐々に増加し、
極大値を迎え、その後徐々に低下し、時刻Ｔ４には、直
流中間回路電圧が目標値に整定されるので、ゼロにな
る。

【０１０８】時刻Ｔ２以降の発電機の出力電力は、発電
機用受電電力制御演算回路５３の働きにより、受電電力
（ＰＳ）を発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）にすべ
く、徐々に低下し、受電電力は徐々に上昇し、時刻Ｔ３
には受電電力は発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）に
整定される。発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）も同
様に時刻Ｔ３にはゼロになる。なお、この時に双方向
コンバータ７２は放電モードとなっており受電電力（Ｐ
Ｓ）は低下する方向に働き、受電電力（ＰＳ）を発電機
用受電電力目標値（ＰＳ１＊）へと上昇できなくなる恐
れがある。直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の制
御時定数Ａを発電機用受電電力制御演算回路５３の制御
時定数Ｃに対して大きくしているので、発電機用受電電
力制御演算回路５３が直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３より優勢に機能するために、発電機による受電電
力制御のほうが優勢になり、受電電力（ＰＳ）を発電機
用受電電力目標値（ＰＳ１＊）へと確実に上昇させるこ
とができる。

【０１０９】以上が、直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３の制御時定数Ａを発電機用受電電力制御演算回路
５３の制御時定数Ｃに対して大きくしている理由であ
る。

【０１１０】時刻Ｔ３以降においては、直流中間回路電
圧補償電流演算回路８３の機能により双方向コンバータ
７２は放電モードになっており、放電電力は前述のよう
に徐々に低下してくるので、発電機用受電電力制御演算
回路５３の働きにより、発電機の発電電力は徐々に増加
してくる。

【０１１１】時刻Ｔ４には、瞬時受電電力制御システム
の出力電力（ＰＥ）がゼロなので発電機出力電力（Ｐ
Ｇ）は、負荷電力（ＰＬ）となり定常状態に移行する。

【０１１２】時刻Ｔ５において負荷電力が元に戻ったと
きには、今までの制御動作と全く逆の動作が行われ、チ
ャートとしては丁度上下を反転させた形になる。

【０１１３】以上により発電機と瞬時受電電力制御シス
テムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限す
ることが出来る。なお、発電機の制御系は従来技術と同
じなので、発電機には特別の改良は必要がないこともメ
リットであり、発電機と瞬時受電電力制御システムは自
立的・独立的なシステムであるといえる。

【０１１４】［第２の実施の形態］図４〜図６を用い
て、本発明の第２の実施の形態を説明する。

【０１１５】この実施の形態は、図１に示したものと同
様な構成を有しており、図５に示すように、双方向コン
バータ制御回路８０において、受電電流補償電流演算回
路８２に漸減機能を付加し、時限設定手段と不感帯設定
手段を設けた点に特徴を有している。

【０１１６】この実施の形態においては、発電機制御回
路５０の動作は，第一の実施の形態と同様である。

【０１１７】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの双方向コンバータ制御回路８０は、図５に示
すように、時限設定器９４と、瞬時受電電力制御システ
ム用順潮流側受電電力不感帯設定器９５と、瞬時受電電
力制御システム用逆潮流側受電電力不感帯設定器９６を
新たに設けるとともに、受電電流補償電流演算回路８２
の入力として、時限設定器９４からの時限値Ｔと、瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力不感帯設定器
９５からの瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電
力不感帯値（ＰＳ２ＩＳ（＋））と、瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力不感帯設定器９６からの瞬
時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力不感帯値
（ＰＳ２ＩＳ（−））が追加される点、および受電電流
補償電流演算回路８２に漸減機能が付加されている点が
第一の実施の形態の瞬時受電電力制御システムと相違し
ている。

【０１１８】このような構成を有する瞬時受電電力制御
システムの制御方法について、図５を用いて説明する。

【０１１９】図５に示した回路構成において、第１の実
施の形態における図２に示した双方向コンバータ制御回
路の構成要素と同一の符号を付した構成要素は、受電電
流補償電流演算回路８２を除き、同様の機能および構成
を有しているので共通する部分の詳細な説明は省略す
る。

【０１２０】受電電流補償電流演算回路８２は漸減機能
が付加されており、この受電電流補償電流演算回路８２
においては、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力設定器９３により設定された瞬時受電電力制御シス
テム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））、受
電電力検出値２（ＰＳ２）、瞬時受電電力制御システム
用逆潮流側受電電力不感帯設定器９６により設定される
瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力不感帯値
（ＰＳ２ＩＳ（−））、時限設定器９４により設定され
る時限値（Ｔ）、および、直流中間回路電圧補償有効電
流から、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制
御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））未満の場合は、受電電力検出値２（ＰＳ２）が
瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値
（ＰＳ２＊（−））となるために必要な双方向コンバー
タ７２から出力すべき電流を演算し、双方向コンバータ
出力電流目標値とする。

【０１２１】なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））となるための電流は時限値Ｔ後にゼロにな
るような機能を有している。

【０１２２】上述のように、受電電流補償電流演算回路
８２に漸減機能を付加する理由は以下のとおりである。
仮に、漸減機能がない場合は、双方向コンバータ７２が
電力貯蔵媒体に電力を充電して逆潮流を制限すべき充電
モードに移行すると、受電電力は、瞬時受電電力制御シ
ステム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（―））に
維持されつづけることになる。通常、瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（―））
は、極力逆潮流を制限するためにゼロ程度に設定されて
いる。すると、発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）も
ゼロ程度を維持し続け、発電機用受電電力制御回路（Ａ
ＲＰ（ＰＳ１））５３２は機能しない。したがって、発
電機の出力が低下しないため、双方向コンバータ７２は
電力を吸収しつづけ、やがて直流中間回路過電圧により
トリップし、その結果受電点に電力脈動を発生させてし
まう恐れがある。双方向コンバータの充電電力を漸減さ
せることにより、発電機用受電電力制御回（ＡＲＰ（Ｐ
Ｓ１））５３２を有効に機能させることができ、双方向
コンバータによる受電電力の制御と発電機による受電電
力の制御に協調をもたせ、受電電力の脈動を制限するこ
とができ、上記の問題を克服している。

【０１２３】瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力設定器９２により設定された瞬時受電電力制御シス
テム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））、受
電電力検出値２（ＰＳ２）、瞬時受電電力制御システム
用順潮流側受電電力不感帯設定器９５により設定される
瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力不感帯値
（ＰＳ２ＩＳ（＋））、時限設定器９４により設定され
る時限値Ｔおよび直流中間回路電圧補償有効電流から、
受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システ
ム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））を超え
る場合は、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力
制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（＋））となるために必要な双方向コンバータ７２から
出力すべき電流を演算し、双方向コンバータ出力電流目
標値とする。

【０１２４】なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（＋））となるための電流は、時限値Ｔ後にゼロに
なるような機能を有している。これらの理由は、前述と
同様である。

【０１２５】時限値（Ｔ）は、発電機の受電電力制御が
追従できるに足る値以上とする。この理由は以下のとお
りである。すなわち、時限値（Ｔ）が発電機の受電電力
制御が追従できないほど短い場合には、双方向コンバー
タ７２が電力貯蔵媒体７３に電力を充電して逆潮流を制
限すべき充電モードに移行すると、受電電力（ＰＳ）
は、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標
値（ＰＳ２＊（―））から発電機の受電電力制御が追従
できない分大きく低下し、受電電力の脈動を制限するこ
とができなくなる恐れがある。時限値（Ｔ）を発電機の
受電電力制御が追従できるに足る値以上とすることによ
り、双方向コンバータによる受電電力の制御と発電機に
よる受電電力の制御に協調をもたせ、受電電力の脈動を
制限することができ、上記の問題を克服している。

【０１２６】また、双方向コンバータ７２が電力貯蔵媒
体７３に電力を充電して逆潮流を制限すべき充電モード
に移行すると、充電電力は漸減機能により低下する。発
電機２１は、発電機制御回路５０を用いた受電電力のフ
ィードバック制御を採用しているので、双方向コンバー
タ７２の充電電力の漸減を反映して出力は徐々に低下す
るが、その低下スピードは原理上双方向コンバータ７２
の充電電力の漸減スピードよりは遅い。

【０１２７】したがって、時限値（Ｔ）後に、双方向コ
ンバータ７２の充電電力がゼロになったときには、低下
スピードの差分だけ受電電力検出値２（ＰＳ２）は瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））から低下することになり、再度、双方向コ
ンバータ７２が逆潮流を制限するために充電モードに移
行してしまうという不要動作を避けるために、逆潮流を
制限後、充電電力がゼロになったときには、受電電力検
出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流
側受電電力不感帯値（ＰＳ２ＩＳ（−））未満の場合に
限り、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））
となるために必要な双方向コンバータ７２から出力すべ
き電流を演算する不感帯機能も有している。

【０１２８】なお、双方向コンバータ７２が電力貯蔵媒
体７３から電力を放電し順潮流を制限すべき放電モード
に移行した時にも同様な問題があり、これを避けるため
に、順潮流を制限後、双方向コンバータ７２の放電電力
がゼロになったときには、受電電力検出値２（ＰＳ２）
が瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力不感帯
値（ＰＳ２ＩＳ（＋））を超える場合に限り、受電電力
検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用順潮
流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））となるために必
要な双方向コンバータ７２から出力すべき電流を演算す
る不感帯機能も同様に有している。

【０１２９】双方向コンバータ７２が逆潮流を制限する
ために双方向コンバータが充電モードである場合以外、
および順潮流を制限するために双方向コンバータが放電
モードである場合以外には、直流中間回路電圧を一定に
保つのに必要な電流を演算し双方向コンバータ出力電流
目標値とする。

【０１３０】そして、直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３の制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電
電流補償電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分
時定数）Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制
御時定数（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ
＞Ｂの関係を持たせている。この理由は第１の実施の形
態と同様である。

【０１３１】瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（＋））は、ゼロ以上とする。ま
た、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標
値（ＰＳ２＊（−））はゼロ以下とする。

【０１３２】以上の制御動作により受電電力検出値２
（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は双方向コン
バータを優先的に充電モードにし、受電電力検出値２
（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））に速やかに制限すること
が出来る。

【０１３３】また、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（＋））を超える場合は、双方向コンバータ７２を
優先的に放電モードにし、受電電力検出値２（ＰＳ２）
を瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値
（ＰＳ２＊（＋））に速やかに制限することが出来る。
また、受電電力を制限する制御を行っていないときには
直流中間回路電圧を一定に保つことが出来る。

【０１３４】以上の説明は瞬時受電電力制御システムの
構造・制御に係わる説明であり、以下に、瞬時受電電力
制御システムと発電機２１がどのようにして受電電力を
制御するのかを、各機器の電力チャートを示す図６を用
いて説明する。図６（Ａ）は負荷電力（ＰＬ）を、図６
（Ｂ）は受電電力（ＰＳ）を、図６(Ｃ）は発電機用受
電電力偏差信号（ＥＳ１）を、図６(Ｄ）は発電機出力
電力（ＰＧ）を、図６（Ｅ）は直流中間回路電圧（ＥＤ
Ｃ）を、図６(Ｆ）は瞬時受電電力制御システム出力電
力（ＰＥ）をそれぞれ示している。

【０１３５】時刻Ｔ１で負荷が急減したとする。受電電
力検出値２（ＰＳ２）が、瞬時受電電力制御システム用
逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満ゆえに
受電電流補償電流演算回路８２の働きで、受電電力検出
値２（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御システム用逆潮流受
電電力目標値（ＰＳ２＊（−））にすべく双方向コンバ
ータ７２へ有効電流を吸収するように動作する。このと
き瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）は、マイ
ナスの出力となる。なお、この瞬時受電電力制御システ
ム出力電力は、受電電流補償電流演算回路８２の働きで
時限値（Ｔ）（時刻Ｔ２）ではゼロになる。

【０１３６】発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）は、
時刻Ｔ１では瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））に保たれている。発電機
２１は本偏差信号をゼロにすべく発電機の出力を徐々に
低下するが、その低下スピードは、発電機が受電電力の
フィードバック制御を採用しているので、原理上、瞬時
受電電力制御システムの充電電力の低下スピードよりは
遅い。したがって、受電電力（ＰＳ）はその低下スピー
ドの差分だけ時刻Ｔ２には低下することになり、発電機
用受電電力偏差信号（ＥＳ１）は受電電力の動きを反映
し時刻Ｔ２にはその低下スピードの差分だけ低下するこ
とになる。

【０１３７】時刻Ｔ２から時刻Ｔ３の間は、受電電力検
出値２（ＰＳ２）は瞬時受電電力制御システム用逆潮流
側受電電力不感帯値（ＰＳＩＳ（−））より大きいので
再度、双方向コンバータ７２が充電モードとなる心配が
ない。

【０１３８】直流中間回路電圧は時刻Ｔ１〜時刻Ｔ２の
間は、直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の制御時
定数を受電電流補償電流演算回路８２のそれに対して大
きくしているゆえに、受電電流補償電流演算回路８２が
直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の機能より優勢
に作用しているために双方向コンバータ７２が充電モー
ドになっており、上昇し続ける。その後、後述するよう
に直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の機能により
時刻Ｔ５には直流中間回路電圧が目標値に整定される。

【０１３９】時刻Ｔ２から時刻Ｔ６の間は、逆潮流を制
限すべき双方向コンバータが充電モードである場合以外
ゆえに、受電電流補償電流演算回路８２の働きで直流中
間回路電圧を一定に保つように双方向コンバータが機能
する。したがって、時刻Ｔ１から時刻Ｔ２の間に上昇し
た直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を直流中間回路電圧目標
値（ＥＤＣ＊）にすべく、瞬時受電電力制御システム出
力電力は、プラス（電力を出力する）となる。なお、瞬
時受電電力制御システム出力電力は，直流中間回路電圧
補償電流演算回路８３の制御時定数が大きい（例えば、
積分時定数が大きい）ので、徐々に増加し、極大点を迎
え、その後、徐々に低下し、時刻Ｔ５には直流中間回路
電圧が目標値に整定されるので、ゼロになる。

【０１４０】時刻Ｔ２以降の発電機出力電力（ＰＧ）
は、発電機用受電電力制御演算回路５３の働きにより、
受電電力（ＰＳ）を発電機用受電電力目標値（ＰＳ１
＊）（ゼロ）にすべく、徐々に低下し、受電電力（Ｐ
Ｓ）は徐々に上昇し、時刻Ｔ４には受電電力は発電機用
受電電力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）に整定される。

【０１４１】発電機用受電電力偏差信号（ＥＳ１）も同
様に時刻Ｔ４にはゼロになる。なお、この時に双方向コ
ンバータ７２は放電モードとなっており受電電力（Ｐ
Ｓ）は低下する方向に働き、受電電力（ＰＳ）を発電機
用受電電力目標値（ＰＳ１＊）へと上昇できなくなる恐
れがある。直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の制
御時定数Ａを発電機用受電電力制御演算回路５３の制御
時定数Ｃに対して大きくしているので、発電機用受電電
力制御演算回路５３が直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３より優勢に機能するために、発電機による受電電
力制御のほうが優勢になり、受電電力（ＰＳ）を発電機
用受電電力目標値（ＰＳ１＊）へと確実に上昇させるこ
とができる。

【０１４２】以上が、直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３の制御時定数Ａを発電機用受電電力制御演算回路
５３の制御時定数Ｃに対して大きくしている理由であ
る。

【０１４３】時刻Ｔ４以降においては、直流中間回路電
圧補償電流演算回路８３の機能により双方向コンバータ
７２は放電モードになっており、放電電力は前述のよう
に徐々に低下してくるので、発電機２１の発電機用受電
電力制御演算回路５３の働きにより、発電機２１の発電
電力は徐々に増加してくる。時刻Ｔ５には瞬時受電電力
制御システムの出力電力（ＰＥ）がゼロなので発電機出
力電力は、負荷電力となり定常状態に移行する。

【０１４４】時刻Ｔ６において負荷電力が元に戻ったと
きには、今までの動作と全く逆の動作が行われチャート
としては丁度上下を反転させた形になる。

【０１４５】以上により、発電機２１と瞬時受電電力制
御システム７０は協調をとりながら有効に受電電力の脈
動を防止することが出来る。

【０１４６】なお、発電機の制御系は従来技術と同じな
ので、発電機２１には特別の改良は必要がないこともメ
リットであり、発電機２１と瞬時受電電力制御システム
７０は自立的・独立的なシステムであるといえる。

【０１４７】［第３の実施の形態］次いで、本発明の第
３の実施の形態について図７〜図９を用いて説明する。
この実施の形態は、受電電力を計測して発電機および瞬
時受電電力制御システムのシステム全体をトータルコン
トロールするようにしている。

【０１４８】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムは、第１の実施の形態における発電機制御回路
５０を瞬時受電電力制御システム７０に統合した点に特
徴を有している。

【０１４９】電力系統１０と、負荷３１、発電機２１、
瞬時受電電力制御システム７０は、第１の実施の形態と
同様に配置される。電力系統１０から構内配線網１１へ
の電力供給ラインに系統電圧検出器（ＰＴＳ）１３´
と、受電電流検出器（ＣＴＳ）１４´を設置する。

【０１５０】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
を図７を用いて説明する。

【０１５１】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路電圧検出器
（ＶＳＤＣ）７４と、双方向コンバータ制御回路８０
と、双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５
と、双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１６と
を有して構成される。

【０１５２】双方向コンバータ制御回路８０は、系統電
圧検出器（ＰＴＳ）１３´から出力される系統電圧検出
値（ＶＳ）と、受電電流検出器（ＣＴＳ）１４´から出
力される受電電流検出値（ＩＳ）、直流中間回路電圧検
出器７４からの直流中間回路電圧検出値（ＥＤＣ）、直
流中間回路電圧目標値（ＥＤＣ＊）、双方向コンバータ
出力電流検出器（ＣＴＣ）１６からの双方向コンバータ
出力電流検出値（ＩＣ）と、双方向コンバータ入力電圧
検出器（ＰＴＩ）１５からの双方向コンバータ入力電圧
検出値（ＶＩ）が入力され、双方向コンバータ７２の動
作を制御する。また、系統電圧検出器（ＰＴＳ）１３´
から出力される系統電圧検出値（ＶＳ）と、受電電流検
出器（ＣＴＳ）１４´から出力される受電電流検出値
（ＩＳ）から燃料弁２５の開度を制御する。

【０１５３】双方向コンバータ制御回路８０の構成を、
図８を用いて説明する。

【０１５４】双方向コンバータ制御回路８０は、受電電
力演算回路８１´と、発電機／双方向コンバータ非干渉
制御演算回路８２´と直流中間回路電圧補償電流演算回
路８３と、双方向コンバータ出力電流制御演算回路８４
と、双方向コンバータ出力電圧指令演算回路８５と、Ｐ
ＷＭ制御回路８６１と、キャリア信号発生回路８６２
と、ゲートドライブ回路８６３と、発電機用受電電力設
定器９１と、瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力設定器９２と、瞬時受電電力制御システム用逆潮流
側受電電力設定器９３とを有して構成される。

【０１５５】図８に示した回路構成において、図２に示
した第一の実施の形態における構成要素と同一の符号を
付した構成要素は図２に示した構成要素と同様な機能お
よび構成を有しているので、共通な部分の詳細な説明は
省略する。

【０１５６】以下、発電機２１および瞬時受電電力制御
システム７０の制御方法を説明する。

【０１５７】受電電力演算回路８１´は、系統電圧検出
器（ＰＴＳ）１３´からの系統電圧検出値（ＶＳ）、お
よび受電電流検出器（ＣＴＳ）１４´からの受電電流検
出値（ＩＳ）から、受電電力検出値（ＰＳ０）を演算す
る。

【０１５８】発電機／双方向コンバータ非干渉制御演算
回路８２´は、発電機用受電電力設定器９１により設定
された発電機用用受電電力目標値（ＰＳ１＊）（ゼ
ロ）、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力設
定器９３により設定された瞬時受電電力制御システム用
逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））（本目標値
はゼロ以下とする。）、受電電力検出値（ＰＳ０）、直
流中間回路電圧補償有効電流から、受電電力検出値（Ｐ
Ｓ０）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力
目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は、受電電力検出
値（ＰＳ０）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受
電電力目標値（ＰＳ２＊（−））となるために必要な双
方向コンバータ７２から出力すべき電流を演算し、双方
向コンバータ出力電流目標値とする。

【０１５９】また、受電電力検出値（ＰＳ０）＋双方向
コンバータ出力電流目標値に相当する双方向コンバータ
出力電力を発電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）として、発
電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）が発電機用受電電力目標
値（ＰＳ１＊）になるような燃料弁の開度を演算し、燃
料弁開度指令値として燃料弁に出力する。

【０１６０】この理由は以下のとおりである。

【０１６１】発電機２１の制御ポイントは受電電力であ
る。双方向コンバータ７２の制御ポイントも受電電力で
ある。したがって、双方向コンバータ７２が逆潮流を防
止するために充電モードになると受電電力が上昇しこの
ことにより発電機の出力電力を低下させる制御が遅くな
り、極端な場合、例えば相互の受電電力目標値が同一の
場合、発電機の出力電力は低下するどころか現状を維持
し続け、双方向コンバータ７２は充電し続け直流中間回
路電圧が上昇しやがて過電圧でトリップしてしまい、電
力脈動を発生させてしまうという問題点がある。

【０１６２】この問題点を解決するためには、双方向コ
ンバータ７２の出力電力による発電機の制御系への干渉
を非干渉化するために受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））未満の場合のみ、受電電力検出値（ＰＳ
０）＋双方向コンバータ出力電流目標値に相当する双方
向コンバータ出力電力を発電機の制御対象としている。

【０１６３】発電機用受電電力設定器９１により設定さ
れた発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）、瞬
時受電電力制御システム用順潮流側受電電力設定器９２
により設定された瞬時受電電力制御システム用順潮流側
受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））（本目標値はゼロ以
上とする。）、受電電力検出値（ＰＳ０）、直流中間回
路電圧補償有効電流から、受電電力検出値（ＰＳ０）が
瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値
（ＰＳ２＊（＋））超の場合は、受電電力検出値（ＰＳ
０）が瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目
標値（ＰＳ２＊（＋））となるために必要な双方向コン
バータ７２から出力すべき電流を演算し、双方向コンバ
ータ出力電流目標値とする。

【０１６４】また、受電電力検出値（ＰＳ０）＋双方向
コンバータ出力電流目標値に相当する双方向コンバータ
出力電力を発電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）として発電
機用擬似受電電力（ＰＱＳ）が発電機用受電電力目標値
（ＰＳ１＊）になるような燃料弁の開度を演算し燃料弁
開度指令値とする。この理由は前述と同様である。

【０１６５】受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力
制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））以上、瞬時受電電力制御システム用順潮流側受
電電力（ＰＳ２＊（＋））以下の場合は、直流中間回路
電圧（ＥＤＣ）を一定に保つのに必要な電流を演算し、
双方向コンバータ出力電流目標値とする。

【０１６６】また、受電電力検出値（ＰＳ０）を発電機
用擬似受電電力（ＰＱＳ）として発電機用擬似受電電力
（ＰＱＳ）が発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）とな
るような燃料弁の開度を演算し、燃料弁開度指令値とす
る。

【０１６７】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば積分時定数）Ａ、発電機／双方向コ
ンバータ非干渉制御演算回路８２´の燃料弁開度指令値
を演算する制御時定数（例えば積分時定数）Ｄ、発電機
／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２´の双方向
コンバータ出力電流目標値を演算する制御時定数（例え
ば、積分時定数）Ｅの間に、Ａ＞Ｄ＞Ｅの関係をもたせ
ている。理由は第１の実施の形態と同様である。

【０１６８】双方向コンバータ出力電流制御演算回路８
４以降は第１の実施の形態と同じなので、説明を省略す
る。

【０１６９】以上の制御動作により受電電力検出値（Ｐ
Ｓ０）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力
目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は双方向コンバー
タを優先的に充電モードにし、受電電力検出値（ＰＳ
０）を瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目
標値（ＰＳ２＊（−））に速やかに制限することが出来
る。

【０１７０】また、受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時受
電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２
＊（＋））を超える場合は、双方向コンバータ７２を優
先的に放電モードにし、受電電力検出値（ＰＳ０）を瞬
時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（Ｐ
Ｓ２＊（＋））に速やかに制限することが出来る。ま
た、受電電力を制限する制御を行っていないときには直
流中間回路電圧を一定に保つことが出来る。

【０１７１】以上の説明は発電機、瞬時受電電力制御シ
ステムの構造・制御に係わる説明であり、以下に瞬時受
電電力制御システムと発電機がどのようにして受電電力
を制御するのかを、各機器の電力チャートを示す図９を
用いて説明する。図９（Ａ）は負荷電力（ＰＬ）を、図
９（Ｂ）は受電電力（ＰＳ）を、図９（Ｃ）は発電機用
擬似受電電力（ＰＱＳ）を、図９（Ｄ）は発電機出力電
力を、図９（Ｅ）は直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を、図
９（Ｆ）は瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）
を、それぞれ示している。

【０１７２】時刻Ｔ１で負荷が急減したとする。受電電
力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力制御システム用逆潮
流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満ゆえに、発
電機／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２´の働
きで、受電電力検出値（ＰＳ０）を瞬時受電電力制御シ
ステム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））に
すべく双方向コンバータへ有効電流を吸収するように動
作する。このとき瞬時受電電力制御システム出力電力
（ＰＥ）は、マイナスの出力である。

【０１７３】コンバータの応答性は極めて速いので、双
方向コンバータ出力電流目標値に相当する双方向コンバ
ータ出力電力は、双方向コンバータ出力電力すなわち瞬
時受電電力制御システム出力電力とみなすことができ
る。したがって、発電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）は、
受電電力（ＰＳ）と瞬時受電電力制御システム出力電力
を加算することによってマイナスに大きく振れることに
なる。なお、この加算値は、負荷電力（ＰＬ）−発電機
出力電力（ＰＧ）と同じ値であり、この数値をもとに発
電機出力電力（ＰＧ）が制御されることになるが、この
数値には、瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）
の情報は含まれていない。すなわち、瞬時受電電力制御
システム出力電力（ＰＥ）による発電機出力制御への干
渉が、非干渉化されていることを示している。

【０１７４】時刻Ｔ１以降は、発電機用擬似受電電力
（ＰＱＳ）の動きを受け、発電機／双方向コンバータ非
干渉制御演算回路８２´の働きで発電機出力は、発電機
固有の各種の遅れ要素により徐々に低下してくる。

【０１７５】この発電機出力電力の低下により、瞬時受
電電力制御システム出力電力（ＰＥ）は徐々に上昇し、
発電機出力電力が負荷電力（ＰＧ）−瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））
になったとき瞬時受電電力制御システム出力電力（Ｐ
Ｅ）はゼロになる。この時刻をＴ２とすると時刻Ｔ１か
らＴ２までは受電電力は瞬時受電電力制御システム用逆
潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））に保たれてい
る。

【０１７６】直流中間回路電圧は、時刻Ｔ１〜時刻Ｔ２
の間は直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の制御時
定数を発電機／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８
２´の双方向コンバータ出力電流目標値を演算する制御
時定数に対して大きくしているゆえに、発電機／双方向
コンバータ非干渉制御演算回路８２´の双方向コンバー
タの出力電流目標値を演算する機能が直流中間回路電圧
補償電流演算回路８３の機能より優勢に機能するため、
双方向コンバータ７２が充電モードになり、上昇し続け
る。その後、後述するように直流中間回路電圧補償電流
演算回路８３の機能により時刻Ｔ４には直流中間回路電
圧が目標値に整定される。

【０１７７】時刻Ｔ２から時刻Ｔ５の間は、受電電力検
出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側
受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））以上瞬時受電電力制
御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（＋））以下ゆえに、発電機／双方向コンバータ非干渉
制御演算回路８２´の働きで、直流中間回路電圧を一定
に保つように双方向コンバータが機能する。したがっ
て、時刻Ｔ１から時刻Ｔ２の間に上昇した直流中間回路
電圧（ＥＤＣ）を直流中間回路電圧目標値（ＥＤＣ＊）
にすべく、瞬時受電電力制御システム出力電力（ＰＥ）
はプラス（電力を出力する）となる。なお、瞬時受電電
力制御システム出力電力は、直流中間回路電圧補償電流
演算回路８３の制御時定数が大きい（例えば積分時定数
が大きい）ので、徐々に増加し、極大点を迎え、その後
徐々に低下し、時刻Ｔ４には直流中間回路電圧が目標値
に整定されるのでゼロになる。

【０１７８】時刻Ｔ２から時刻Ｔ３の発電機出力電力
（ＰＧ）は以下のとおりである。

【０１７９】受電電力検出値（ＰＳ０）が、瞬時受電電
力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））以上、瞬時受電電力制御システム用順潮流側受
電電力目標値（ＰＳ２（＋））以下ゆえに、発電機用擬
似受電電力は受電電力検出値（ＰＳ０）と同じ値とな
り、発電機／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２
´の働きで、擬似受電電力（ＰＱＳ）すなわち受電電力
検出値（ＰＳ０）を発電機用受電電力目標値（ＰＳ１
＊）（ゼロ）にすべく徐々に低下し、受電電力（ＰＳ）
は、徐々に上昇し時刻Ｔ３には受電電力（ＰＳ）は発電
機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）に整定され
る。

【０１８０】なお、この時に双方向コンバータ７２は放
電モードとなっており、受電電力（ＰＳ）は低下する方
向に働き、受電電力（ＰＳ）を発電機用受電電力目標値
（ＰＳ１＊）へと上昇できなくなる恐れがある。直流中
間回路電圧補償電流演算回路８３の制御時定数Ａを発電
機／双方向コンバータ非干渉制御回路８２´の燃料弁開
度指令値を演算する制御時定数Ｄより大きくしているの
で、発電機／双方向コンバータ非干渉制御回路８２´の
燃料弁開度指令を演算する機能が直流中間回路電圧補償
電流演算回路８３の機能より優勢に機能するために、発
電機による受電電力制御のほうが優勢になり、受電電力
（ＰＳ）を発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）へと確
実に上昇させることができる。以上が、直流中間回路電
圧補償電流演算回路８３の制御時定数（例えば積分時定
数）Ａを発電機／双方向コンバータ非干渉制御演算回路
８２´の燃料弁開度指令値を演算する制御時定数（例え
ば積分時定数）Ｄより大きくしている理由である。

【０１８１】時刻Ｔ３以降においては、直流中間回路電
圧補償電流演算回路８３の機能により双方向コンバータ
７２は放電モードになっており、放電電力は前述のよう
に徐々に低下してくるので、発電機／双方向コンバータ
非干渉制御演算回路８２´の働きにより、発電機出力電
力（ＰＧ）は徐々に増加してくる。

【０１８２】時刻Ｔ４には、瞬時受電電力制御システム
出力電力（ＰＥ）がゼロなので発電機出力電力は、負荷
電力となり定常状態に移行する。

【０１８３】時刻Ｔ５において負荷電力が元に戻ったと
きには、今までの制御動作とは全く逆の動作が行われ、
チャートとしては丁度上下を反転させた形になる。

【０１８４】以上により発電機と瞬時受電電力制御シス
テムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を防止す
ることが出来る。

【０１８５】［第４の実施の形態］本発明の第４の実施
の形態について図１０および図１１を用いて説明する。
この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御システムは、
第１の実施の形態にアクティブフィルタ機能を付加した
点に特徴を有している。

【０１８６】この実施の形態における発電機２１の制御
の形態は第１の実施の形態にかかる発電機制御の形態と
同様である。

【０１８７】瞬時受電電力制御システム７０の回路方式
について図１０を用いて説明する。この実施の形態は、
負荷３１のフィーダーに負荷電圧検出器（ＰＴＬ）１
７、および、負荷電流検出器（ＣＴＬ）１８を設置した
点、および、双方向コンバータ制御回路８０に負荷電圧
検出器（ＰＴＬ）１７の負荷電圧検出値（ＶＬ）、およ
び、負荷電流検出器（ＣＴＬ）１８の負荷電流検出値
（ＩＬ）を入力する点に特徴を有している。

【０１８８】以下、第１の実施の形態と同様な構成およ
び働きについては説明を省略し，本実施の形態の特徴点
について説明する。

【０１８９】図１１に示すように、この実施の形態の双
方向コンバータ制御回路８０には、第１の実施の形態の
双方向コンバータ制御回路８０の構成に、さらに負荷電
流補償電流演算回路８７と，加算器８８を設けてある。

【０１９０】双方向コンバータ７２の制御方法を以下に
説明する。

【０１９１】負荷電流補償電流演算回路８７において
は、負荷電圧検出器（ＰＴＬ）１７により検出された負
荷電圧検出値（ＶＬ）と、負荷電流検出器（ＣＴＬ）１
８により検出された負荷電流検出値（ＩＬ）から、負荷
３１に流入する高調波電流を分離検出するとともに、双
方向コンバータ７２から出力すべき負荷に流入する高調
波をキャンセルするために必要な電流を演算する。この
電流を負荷電流補償電流という。

【０１９２】加算器８８において、受電電流補償電流演
算回路８２から出力された双方向コンバータ出力電流目
標値と、負荷電流補償電流演算回路８７から出力された
負荷電流補償電流を加算して、新たな双方向コンバータ
出力電流目標値とし、双方向コンバータ出力電流制御演
算回路８４へ入力する。

【０１９３】双方向コンバータ出力電流制御演算回路８
４以降は、第１の実施の形態と同じなので省略する。

【０１９４】以上により、発電機２１と瞬時受電電力制
御システム７０は協調をとりながら有効に受電電力の脈
動を制限することが出来るともに、負荷電流の高調波成
分を有効にキャンセルすることが出来る。なお、発電機
２１の制御系は従来技術と同じなので、発電機には特別
の改良は必要がないこともメリットであり、発電機と瞬
時受電電力制御システムは自立的・独立的なシステムで
あるといえる。

【０１９５】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システムと、高調波電流を相殺す
るアクテイブフィルターが別々の装置であったために、
設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と高額の
設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁してい
た。本件技術においては受電電力の電力脈動を制限する
瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルターとし
ても機能することになり、低コストであり、スペースメ
リットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０１９６】［第５の実施の形態］本発明の第５の実施
の形態について図１２を用いて説明する。この実施の形
態は第２の実施の形態と第４の実施の形態を統合して構
成されている。

【０１９７】発電機２１の制御については、第２の実施
の形態と同様である。また、負荷３１、発電機２１、瞬
時受電電力制御システム７０の配置も、第２の実施の形
態と同様である。

【０１９８】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
は、図１０に示した第４の実施の形態と同様の構成をし
ている。また、双方向コンバータ制御回路８０は、図１
２に示すように、図５に示した第２の実施の形態に図１
１に示した第４の実施の形態の負荷電流補償電流演算回
路８７を付加した構成となっている。

【０１９９】この実施の形態の瞬時受電電力制御システ
ム７０の制御方法は、第２の実施の形態に第４の実施の
形態記載のアクテイブフィルター機能を付加したもので
あり、負荷電流補償電流演算回路８７の働きは、第４の
実施の形態と変わらないので、詳細な説明は省略する。

【０２００】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャン
セルすることが出来る。なお、発電機の制御系は従来技
術と同じなので、発電機には特別の改良は必要がないこ
ともメリットであり、発電機と瞬時受電電力制御システ
ムは自立的・独立的なシステムであるといえる。

【０２０１】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システムと、高調波電流を相殺す
るアクテイブフィルターが別々の装置であったために、
設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と高額の
設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁してい
た。本件技術においては受電電力の電力脈動を制限する
瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルターとし
ても機能することになり、低コストであり、スペースメ
リットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０２０２】［第６の実施の形態］本発明の第６の実施
の形態を図１３および図１４を用いて説明する。この実
施の形態にかかる瞬受電電力制御システムは、第３の実
施の形態にアクティブフィルタ機能を付加した点に特徴
を有している。

【０２０３】図１３に示すように、負荷３１、発電機２
１、瞬時受電電力制御システム７０の配置は、第３の実
施の形態と同様であり、発電機制御回路５０は、瞬時受
電電力制御システム７０に統合されている。瞬時受電電
力制御システム７０の回路構成等は、第３の実施の形態
と以下の点を除いて同じである。

【０２０４】第４の実施の形態と同様に、負荷３１のフ
ィーダーに負荷電圧検出器（ＰＴＬ）１７と、負荷電流
検出器（ＣＴＬ）１８を設置し、瞬時受電電力制御シス
テム７０の双方向コンバータ制御回路８０には、第３の
実施の形態における双方向コンバータ制御回路８０の入
力に追加して、負荷電圧検出器（ＰＴＬ）１７の負荷電
圧検出値（ＶＬ）と、負荷電流検出器（ＣＴＬ）１８の
負荷電流検出値（ＩＬ）が入力されている。

【０２０５】発電機２１および瞬時受電電力制御システ
ム７０の制御方法は、第３の実施の形態に第４の実施の
形態記載のアクテイブフィルター機能を付加したもので
あり、負荷電流補償電流演算回路８７は第４の実施の形
態と変わらないので、詳細な説明を省略する。

【０２０６】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャン
セルすることが出来る。

【０２０７】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システムと、高調波電流を相殺す
るアクテイブフィルターが別々の装置であったために、
設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と高額の
設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁してい
た。本件技術においては受電電力の電力脈動を制限する
瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルターとし
ても機能することになり、低コストであり、スペースメ
リットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０２０８】［第７の実施の形態］本発明の第７の実施
の形態を図１５を用いて説明する。この実施の形態は第
１の実施の形態にアクティブフィルタ機能を付加した第
４の実施の形態にさらに、無停電電源（ＵＰＳ）機能を
付加した点に特徴を有している。

【０２０９】発電機２１の制御は、第４の実施の形態と
同様である。

【０２１０】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
は、直流中間回路に直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を交流
に変換するインバータ７５を設置するとともに、該イン
バータの出力ラインに重要負荷３２を設置した点以外
は、第４の実施の形態と同様である。

【０２１１】双方向コンバータ制御回路８０の構成は、
図１１に示した第４の実施の形態の双方向コンバータ制
御回路８０の構成と同じである。

【０２１２】以下、瞬時受電電力制御システム７０の制
御方法を説明する。この実施の形態の瞬時受電電力制御
システム７０の制御方法は、インバータの制御に関する
以下の点を除いて第４の実施の形態と同様である。

【０２１３】インバータ７５は、図示を省略した制御回
路によりその出力電圧を一定に保っている。この制御回
路は、従来技術と同様であり発明の本質ではないので説
明は割愛する。

【０２１４】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。その理由を以下に説明する。

【０２１５】この理由は、第１の実施の形態における理
由に加えて、重要負荷３２の負荷変動により受電点に電
力脈動を誘発する懸念があるが、このように制御時定数
を調整すると、負荷変動があったとしても発電機の受電
電力制御のほうが優勢になり、電力脈動を発電機の制御
により効果的に抑えることが出来る。

【０２１６】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０２１７】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０２１８】［第８の実施の形態］第８の実施の形態を
説明する。この実施の形態は、第２の実施の形態に、ア
クティブフィルタ機能を付加した第５の実施の形態にさ
らに、無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に特徴を
有している。システム全体の構成は、図１５に示した第
７の実施の形態と同様である。

【０２１９】発電機の制御は、第５の実施の形態と同様
である。また、双方向コンバータ制御回路８０の構成
は、図１２に示した第５の実施の形態の双方向コンバー
タ制御回路８０の構成と同じである。

【０２２０】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
は、直流中間回路に直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を交流
に変換するインバータ７５を設置するとともに、該イン
バータの出力ラインに重要負荷３２を設置した以外は第
５の実施の形態と同様である。

【０２２１】以下、瞬時受電電力制御システム７０の制
御方法を説明する。この実施の形態の瞬時受電電力制御
システム７０の制御方法は、インバータの制御に関する
以下の点を除いて第５の実施の形態と同様である。

【０２２２】インバータ７５は、図示を省略した制御回
路によりその出力電圧を一定に保っている。この制御回
路は、従来技術と同様であり発明の本質ではないので説
明は割愛する。

【０２２３】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。その理由は、第７の実施の形態で説
明した理由と同様である。

【０２２４】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０２２５】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０２２６】［第９の実施の形態］第９の実施の形態を
図１６を用いて説明する。この実施の形態は、第３の実
施の形態にアクティブフィルタ機能を付加した第６の実
施の形態にさらに、無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加し
た点に特徴を有している。

【０２２７】また、双方向コンバータ制御回路８２の構
成は図１４に示した第６の実施の形態の双方向コンバー
タ制御回路８０の構成と同じである。

【０２２８】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
は、直流中間回路に直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を交流
に変換するインバータ７５を設置するとともに、該イン
バータの出力ラインに重要負荷３２を設置したこと以外
は、第６の実施の形態と同様である。

【０２２９】インバータ７５は、図示を省略した制御回
路によりその出力電圧を一定に保っている。この制御回
路は従来技術と同様であり発明の本質ではないので説明
を割愛する。

【０２３０】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば積分時定数）Ａ、発電機／双方向コ
ンバータ非干渉制御演算回路８２´の燃料弁開度指令値
を演算する制御時定数（例えば積分時定数）Ｄ、発電機
／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２´の双方向
コンバータ出力電流目標値を演算する制御時定数（例え
ば、積分時定数）Ｅの間に、Ａ＞Ｄ＞Ｅの関係をもたせ
ている。理由は第７の実施の形態で説明した理由と同様
である。

【０２３１】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。

【０２３２】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０２３３】［第１０の実施の形態］本発明の第１０の
実施の形態を、図１７および図１８を用いて説明する。
この実施の形態は、第１の実施の形態にアクティブフィ
ルタ機能を付加した第４の実施の形態にさらに、直並列
補償システムを採用した無停電電源（ＵＰＳ）機能を付
加した点に特徴を有している。

【０２３４】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの構成を図１７を用いて説明する。この実施の
形態にかかる電力供給システムは、電力系統１０と自家
用発電機２１と負荷３１を構内配線網４１で相互に接続
するとともに、さらに構内配線網４１に瞬時受電電力制
御システム７０を接続して構成される。

【０２３５】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路電圧検出器
（ＶＳＤＣ）７４と、直列補償インバータ７５´と、直
列トランス７６と、双方向コンバータ制御回路８０と、
双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５と、双
方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１６と、重要
負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９とを有して構成され
る。

【０２３６】連系トランスまたは連系リアクトル７１
は、電力系統１０に並列に接続され、双方向コンバータ
７２を電力系統に連系させる。

【０２３７】双方向コンバータ７２は、連系トランス７
１を介して電力系統１０に並列に接続されて、実施例４
に記載したように受電電力の脈動を制限し、直流中間回
路電圧を一定にし、負荷の高調波電流を打ち消す機能に
追加して、直列補償インバータ２０の電圧補償動作にと
もない電源ラインとの間でエネルギーの授受が発生した
ときにその電力の供給また回生を行うとともに、重要負
荷の無効電流、不平衡電流（逆相電流）および高調波電
流を打ち消す機能をも有している。

【０２３８】電力貯蔵媒体７３は、上述の双方向コンバ
ータ７２の一連の動作にともない電力を吸収（充電）ま
たは放出（放電）するとともに、停電または瞬低が発生
したときに、電源ラインで不足する分のエネルギーを直
列補償インバータ７５´に供給する。

【０２３９】直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７４
は、直流中間回路の電圧を検出し、直流中間回路電圧検
出値（ＥＤＣ）を出力する。

【０２４０】直列補償インバータ７５´は、直流中間回
路電圧を交流に変換するとともに、直列トランス７６を
介して、電源ラインの電圧に直列に補償電圧を重畳する
ことにより、重要負荷の電圧を定格に維持する。

【０２４１】直列トランス７６は、電源ラインと重要負
荷の間に直列に接続され、２次側に直列補償インバータ
出力ラインが接続されて、直列補償インバータ７５´の
電圧を電源ラインに重畳させる。

【０２４２】双方向コンバータ制御回路８０は、双方向
コンバータ７２の動作を制御する。

【０２４３】双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴ
Ｉ）１５は、双方向コンバータ入力電圧を検出し、双方
向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）を出力する。

【０２４４】双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴ
Ｃ）１６は、双方向コンバータの出力電流を検出し、双
方向コンバータ出力電流検出値（ＩＣ）を出力する。

【０２４５】重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９は、
入力ラインから直列トランスへいく配線に配置され重要
負荷３２の電流を検出し、重要負荷電流検出値（ＩＩ
Ｌ）を出力する。

【０２４６】重要負荷３２は、停電を許容しない重要負
荷であって、瞬時受電電力制御システム７０から電力の
供給を受ける。

【０２４７】双方向コンバータ制御回路８０の構成を図
１８を用いて説明する。

【０２４８】図１８に示すように、双方向コンバータ制
御回路８０は、第４の実施の形態において、図１１に示
した双方向コンバータ制御回路８０と基本的に同様な構
成を有しており、負荷電流補償電流演算回路８７の出力
と受電電流補償電流演算回路８２の出力と重要負荷電流
補償電流演算回路８９の出力を加算する加算器８８と、
直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の出力と双方向
コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５の双方向コン
バータ入力電圧検出値（ＶＩ）と重要負荷電流検出器
（ＣＴＩＬ）１９の重要負荷電流検出値（ＩＩＬ）と重
要負荷電流時限設定器９７の出力ＴＩＬが入力される重
要負荷電流補償電流演算回路８９と、重要負荷電流時限
設定器９７とを有する点で相違している。

【０２４９】発電機２１の制御は、第４の実施の形態と
同様に行われる。

【０２５０】瞬時受電電力制御システム７０の制御は、
第４の実施の形態と以下の点を除いて同様である。

【０２５１】直列補償インバータ７５は、図示しない制
御回路によりその重要負荷電圧を一定に保っている。こ
の制御回路は電源ラインの電圧に直列に補償電圧を直接
加えることによって重要負荷電圧を定格電圧に一定に保
つもので、従来技術と同様であり発明の本質ではないの
で説明を割愛する。

【０２５２】双方向コンバータ７２の制御は、以下のよ
うに行われる。受電電流補償電流演算回路８２において
は、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力設定
器９３により設定された瞬時受電電力制御システム用逆
潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））（ゼロ未
満）、受電電力検出値２（ＰＳ２）から、受電電力検出
値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側
受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は、受電
電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用
逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））となるのに
必要な双方向コンバータ７２から出力すべき電流を演算
し、受電電流補償電流とする。

【０２５３】瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力設定器９２により設定された瞬時受電電力制御シス
テム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））（ゼ
ロ超）、受電電力検出値２（ＰＳ２）から、受電電力検
出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用順潮流
側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））を超える場合は、
受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システ
ム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））となる
のに必要な双方向コンバータ７２から出力すべき電流を
演算し、受電電流補償電流とする。

【０２５４】また、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））以上、順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（＋））以下の場合は機能を停止する。すなわちゼロ値
を出力する。

【０２５５】重要負荷電流補償電流演算回路８９におい
ては、直流中間回路電圧補償補償有効電流、双方向コン
バータ入力電圧検出器１５により検出された双方向コン
バータ入力電圧検出値（ＶＩ）、重要負荷電流検出器
（ＣＴＩＬ）１９により検出された重要負荷電流検出値
（ＩＩＬ）、重要負荷電流時限設定器９７により設定さ
れる重要負荷電流時限値（ＴＩＬ）（この時限値は発電
機の応答速度よりも遅い（大きい）数値とする）から、
重要負荷３２に流入する電流の有効成分、無効成分、不
平衡成分、高調波成分、有効成分の変動分を分離検出す
るとともに、双方向コンバータ７２から無効成分、不平
衡成分、高調波成分の電流をキャンセルし、有効成分の
変動分をキャンセルし重要負荷電流時限値（ＴＩＬ）後
にゼロとなり、かつ、直流中間回路電圧を一定にするた
めに必要な電流を演算する。以下この電流を重要負荷電
流補償電流という。

【０２５６】加算器８８において、負荷電流補償電流、
重要負荷電流補償電流と受電電流補償電流を加算し、新
たな双方向コンバータ出力電流目標値とし、双方向コン
バータ出力電流制御演算回路８４へ入力する。双方向コ
ンバータ出力電流制御演算回路８４以降は第４の実施の
形態と同じなので省略する。

【０２５７】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。その理由を以下に説明する。

【０２５８】瞬時受電電力制御システムとは、発電機２
１の出力電力の制御速度が負荷電力の変化の速度に追従
できないときに受電電力に脈動を生じるという問題に対
して、その脈動を吸収することにより解決しようとする
システムである。したがって、発電機２１の出力電力の
制御速度より瞬時受電電力制御システムの制御速度を速
くしなければならない。よって、発電機用受電電力制御
演算回路５３の制御時定数（例えば、積分時定数）Ｃを
受電電力補償電流演算回路８２の制御時定数（例えば、
積分時定数）Ｂより大とする（Ｃ＞Ｂ）必要がある。

【０２５９】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａを、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂより大とする（Ａ＞Ｂ）理由は、以下のとおりであ
る。

【０２６０】受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電
力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））を下回ったときに受電電流補償電流演算回路８
２は、受電電力検出値２（ＰＳ２）を瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））
にすべく双方向コンバータ７２へ有効電流を吸収するよ
うに動作する。この時、直流中間回路電圧検出地（ＥＤ
Ｃ）は上昇し、直流中間回路電圧補償電流演算回路８３
は直流中間回路電圧検出値（ＥＤＣ）を目標値（）ＥＤ
Ｃ＊）にすべく、双方向コンバータ７２から有効電流を
出力するように動作する。

【０２６１】受電電流補償電流演算回路８２の動作と直
流中間回路電圧補償電流演算回路８３の動作は相反する
ことになる。この問題を解決するために、直流中間回路
電圧補償電流演算回路８３の制御時定数（例えば、積分
時定数）Ａを受電電流補償電流演算回路８２の制御時定
数（例えば、積分時定数）Ｂに対して大きくしている。
このようにすると、受電電流補償電流演算回路８２の動
作を直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の動作に対
して優先的に行うようになり受電電流補償電流演算回路
８２の動作と直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
動作が相反する問題点を克服できる。

【０２６２】なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）瞬時受
電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２
＊（＋））を超えたときにも受電電流補償電流演算回路
８２の動作と直流中間回路電圧補償電流演算回路８３動
作は相反する問題点があるが、同様にして解決可能であ
る。

【０２６３】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば積分時定数）Ａを発電機受電用電力
制御演算回路５３の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｃよりも大きくする理由は、第１の実施の形態の場合と
同様である。

【０２６４】以下、重要負荷電流補償電流演算回路８９
に漸減機能を持たせることの理由を説明する。

【０２６５】重要負荷３２の負荷変動により受電点に電
力脈動を誘発する懸念があるが、このように目標時限値
（ＴＩＬ）を発電機の応答速度よりも遅い（大きい）数
値に調整すると、負荷変動があったとしても発電機２１
の受電電力制御のほうが優勢になり、電力脈動を発電機
の制御により効果的に抑えることが出来る。

【０２６６】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０２６７】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０２６８】［第１１の実施の形態］本発明の第１１の
実施の形態を図１９を用いて説明する。この実施の形態
は、第２の実施の形態にアクティブフィルタ機能を付加
した第５の実施の形態に直並列補償システムを採用した
無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に特徴を有して
いる。

【０２６９】構成は、図１７に示した第１０の実施の形
態にかかる瞬時受電電力制御システムの構成と同様であ
る。

【０２７０】この実施の形態では、双方向コンバータ制
御回路８０が、図１８に示した第１０の実施の形態にか
かる双方向コンバータ制御回路８０に、時限設定器９４
と、瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力不感
帯設定器９５と、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側
受電電力不感帯設定器９６を設けて構成されている。

【０２７１】この実施の形態にかかる発電機２１の制御
は、第５の実施の形態の場合と同様に行われる。

【０２７２】この実施の形態における瞬時受電電力制御
システム７０の制御方法は、第５の実施の形態と以下の
点を除いて変わらない。

【０２７３】直列補償インバータ７５は、図示しない制
御回路によりその重要負荷電圧を一定に保っている。こ
の制御回路は電源ラインの電圧に直列に補償電圧を直接
加えることにより重要負荷電圧を定格電圧一定に保つも
ので従来技術と同様であり発明の本質ではないので説明
を割愛する。

【０２７４】以下、双方向コンバータ７２の制御を説明
する。漸減機能が付加された受電電流補償電流演算回路
８２においては、瞬時受電電力制御システム用逆潮流側
受電電力設定器９３により設定された瞬時受電電力制御
システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））、受電電力検出値２（ＰＳ２）、瞬時受電電力
制御システム用逆潮流側受電電力不感帯設定器９６によ
り設定される瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力不感帯値（ＰＳ２ＩＳ（−））、時限設定器９４に
より設定される時限値（Ｔ）から、受電電力検出値２
（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））未満の場合は、受電電力
検出値２（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮
流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（−））となるために必
要な双方向コンバータ７２から出力すべき電流を演算
し、受電電流補償電流とする。

【０２７５】なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（−））となるための電流は時限値Ｔ後にゼロにな
るような機能を有している。この理由は、第２の実施の
形態の場合と同様である。

【０２７６】瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力設定器９２により設定された瞬時受電電力制御シス
テム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））、受
電電力検出値２（ＰＳ２）、瞬時受電電力制御システム
用順潮流側受電電力不感帯設定器９５により設定される
瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力不感帯値
（ＰＳ２ＩＳ（＋））、時限設定器９４により設定され
る時限値Ｔから、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受
電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２
＊（＋））を超える場合は、受電電力検出値２（ＰＳ
２）が瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力目
標値（ＰＳ２＊（＋））となるために必要な双方向コン
バータ７２から出力すべき電流を演算し、受電電流補償
電流とする。なお、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時
受電電力制御システム用順潮流側受電電力目標値（ＰＳ
２＊（＋））となるための電流は時限値Ｔ後にゼロにな
るような機能を有している。この理由は、第２の実施の
形態の場合と同様である。

【０２７７】また、逆潮流を制限後、充電電力がゼロに
なったときには、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受
電電力制御システム用逆潮流側受電電力不感帯値（ＰＳ
２ＩＳ（−））未満の場合に限り、受電電力検出値２
（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（−））となるために必要な双方
向コンバータ７２から出力すべき電流を演算する不感帯
機能も有している。この理由も、第２の実施の形態の場
合と同様である。

【０２７８】なお、順潮流を制限後、放電電力がゼロに
なったときには、受電電力検出値２（ＰＳ２）が瞬時受
電電力制御システム用順潮流側受電電力不感帯値（ＰＳ
２ＩＳ（＋））を超える場合に限り、受電電力検出値２
（ＰＳ２）が瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（＋））となるために必要な双方
向コンバータ７２から出力すべき電流を演算する不感帯
機能も同様に有している。この理由も第２の実施の形態
の場合と同様である。

【０２７９】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。その理由は、第１の実施の形態にお
ける説明と同様である。

【０２８０】重要負荷電流補償電流演算回路８９は、第
１０の実施の形態と変わらない。また、重要付加電流時
限値（ＴＩＬ）を発電機の応答速度よりも遅い（大き
い）数値としている。この理由は、第１０の実施の形態
と同様である。

【０２８１】加算器８８において、負荷電流補償電流、
重要負荷電流補償電流と受電電流補償電流を加算して新
たな双方向コンバータ出力電流目標値とし、双方向コン
バータ出力電流制御演算回路８４へ入力する。双方向コ
ンバータ出力電流制御演算回路８４以降は第５の実施の
形態と同じなので説明を省略する。

【０２８２】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０２８３】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０２８４】［第１２の実施の形態］実施本発明の第１
２の形態を図２０および図２１を用いて説明する。この
実施の形態は、第３の実施の形態にアクティブフィルタ
機能を付加した第６の実施の形態に直並列補償システム
を採用した無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に特
徴を有している。

【０２８５】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの構成を図２０に示す。この実施の形態におい
ては、発電機２１の制御は、図１３、図１４などに示し
た第６の実施の形態と同様に行われる。

【０２８６】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムは、入力ラインと重要負荷３２の間に直列に直
列トランス７６を設置するとともに、入力ラインから直
列トランス７６への配線に重要負荷電流検出器（ＣＴＩ
Ｌ）１９を設置た点、および直流中間回路に直流中間回
路電圧（ＦＤＣ）を交流に変換する直列補償インバータ
７５を設置した点、直列トランス７６の２次側に直列補
償インバータ出力ラインを接続した点に特徴を有してい
る。

【０２８７】瞬時受電電力制御システム７０の双方向コ
ンバータ制御回路８０の構成を図２１を用いて説明す
る。この双方向コンバータ制御回路８０は、図１４に示
した第６の実施の形態の双方向コンバータ制御回路８０
と基本的に同様な構成を有しており、負荷電流補償電流
演算回路８７の出力と発電機／双方向コンバータ非干渉
制御演算回路８２´の出力と重要負荷電流補償電流演算
回路８９の出力を加算する加算器８８と、直流中間回路
電圧補償電流演算回路８３の出力と双方向コンバータ入
力電圧検出器（ＰＴＩ）１５の双方向コンバータ入力電
圧検出値（ＶＩ）と重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１
９の重要負荷電流検出値（ＩＩＬ）と重要負荷電流時限
設定器９７の出力（ＴＩＬ）が入力される重要負荷電流
補償電流演算回路８９と、重要負荷電流時限設定器９７
とを有する点で相違している。

【０２８８】発電機２１および瞬時受電電力制御システ
ム７０の制御は、第６の実施の形態と、以下の点を除い
て同様である。

【０２８９】直列補償インバータ７５は、図示しない制
御回路によりその重要負荷電圧を一定に保っている。こ
の制御回路は電源ラインの電圧に直列に補償電圧を直接
加えることにより重要負荷電圧を定格電圧一定に保つも
ので従来技術と同様であり発明の本質ではないので説明
は割愛する。

【０２９０】双方向コンバータ制御回路８０の発電機／
双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２´は、発電機
用受電電力設定器９１により設定された発電機用受電電
力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）、瞬時受電電力制御シス
テム用逆潮流側受電電力設定器９３により設定された瞬
時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（Ｐ
Ｓ２＊（−））（本目標値はゼロ以下とする）、受電電
力検出値（ＰＳ０）を用いて、発電機２１と双方向コン
バータ７２を非干渉制御する。

【０２９１】受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力
制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））未満の場合は、受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬
時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力目標値（Ｐ
Ｓ２＊（−））となるために必要な双方向コンバータ７
２から出力すべき電流を演算し、受電電流補償電流とす
る。

【０２９２】また、受電電力検出値（ＰＳ０）＋双方向
コンバータ出力電流目標値に相当する双方向コンバータ
出力電力を発電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）として発電
機用擬似受電電力（ＰＱＳ）が発電機用受電電力目標値
（ＰＳ１＊）になるような燃料弁の開度を演算して燃料
弁開度指令値とし、燃料弁に出力する。このようにする
理由は、第３の実施の形態と同様である。

【０２９３】発電機用受電電力設定器９１により設定さ
れた発電機用受電電力目標値（ＰＳ１＊）（ゼロ）、瞬
時受電電力制御システム用順潮流側受電電力設定器９２
により設定された瞬時受電電力制御システム用順潮流側
受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））（本目標値はゼロ以
上とする。）、受電電力検出値（ＰＳ０）から、受電電
力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力制御システム用順潮
流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））超の場合は、受
電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力制御システム用
順潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊（＋））となるため
に必要な双方向コンバータ７２から出力すべき電流を演
算し、受電電流補償電流とする。

【０２９４】また、受電電力検出値（ＰＳ０）＋双方向
コンバータ出力電流目標値に相当する双方向コンバータ
出力電力を発電機用擬似受電電力（ＰＱＳ）として発電
機用擬似受電電力（ＰＱＳ）が発電機用受電電力目標値
（ＰＳ１＊）になるような燃料弁の開度を演算し燃料弁
開度指令値とする。このようにする理由も、第３の実施
の形態と同様である。

【０２９５】受電電力検出値（ＰＳ０）が瞬時受電電力
制御システム用逆潮流側受電電力目標値（ＰＳ２＊
（−））以上瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電
電力目標値（ＰＳ２＊（＋））以下の場合は、機能を停
止する。すなわちゼロの値を出力する。

【０２９６】重要負荷電流補償電流演算回路８９の構成
は、第１０の実施の形態と同様である。また、重要負荷
電流時限値（ＴＩＬ）を発電機の応答速度よりも遅い
（大きい）数値としている。この理由は、第１０の実施
の形態と同様である。

【０２９７】加算器８８において、負荷電流補償電流演
算回路８７から出力された負荷電流補償電流、重要負荷
電流補償電流と受電電流補償電流を加算して新たな双方
向コンバータ出力電流目標値とし双方向コンバータ出力
電流制御演算回路８４へ入力する。双方向コンバータ出
力電流制御演算回路８４以降は第６の実施の形態と同じ
なので省略する。

【０２９８】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば積分時定数）Ａ、発電機／双方向コ
ンバータ非干渉制御演算回路８２´の燃料弁開度指令値
を演算する制御時定数（例えば積分時定数）Ｄ、発電機
／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８２´の双方向
コンバータ出力電流目標値を演算する制御時定数（例え
ば、積分時定数）Ｅの間に、Ａ＞Ｄ＞Ｅの関係をもたせ
ている。理由は第３の実施の形態と同様である。

【０２９９】以上により、発電機と瞬時受電電力制御シ
ステムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限
することが出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効
にキャンセルし、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調
波成分、逆相成分を有効にキャンセルことが出来る。そ
して、重要負荷の負荷変動があったとしても負荷変動の
スピードは発電機が十分追従できるスピードになるので
受電電力の脈動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬
低があったとしても重要負荷には定格一定の電圧が供給
される。

【０３００】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０３０１】［第１３の実施の形態］本発明の第１３の
実施の形態を図２２を用いて説明する。この実施の形態
は第２の実施の形態に無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加
した点に特徴を有している。

【０３０２】発電機２１の制御は、第２の実施の形態と
同様である。

【０３０３】瞬時受電電力制御システム７０の回路構成
は、直流中間回路に直流中間回路電圧（ＥＤＣ）を交流
に変換するインバータ７５を設置するとともに、該イン
バータの出力ラインに重要負荷３２を設置した点以外
は、第２の実施の形態と同様である。

【０３０４】双方向コンバータ制御回路８０の構成は、
図５に示した第２の実施の形態の双方向コンバータ制御
回路８０の構成と同じである。

【０３０５】以下、瞬時受電電力制御システム７０の制
御方法を説明する。この実施の形態の瞬時受電電力制御
システム７０の制御方法は、インバータの制御に関する
以下の点を除いて第２の実施の形態と同様である。

【０３０６】インバータ７５は、図示を省略した制御回
路によりその出力電圧を一定に保っている。この制御回
路は、従来技術と同様であり発明の本質ではないので説
明は割愛する。

【０３０７】直流中間回路電圧補償電流演算回路８３の
制御時定数（例えば、積分時定数）Ａと、受電電流補償
電流演算回路８２の制御時定数（例えば、積分時定数）
Ｂと、発電機用受電電力制御演算回路５３の制御時定数
（例えば、積分時定数）Ｃとの間には、Ａ＞Ｃ＞Ｂの関
係を持たせている。

【０３０８】この理由は、第２の実施の形態における理
由に加えて、重要負荷３２の負荷変動により受電点に電
力脈動を誘発する懸念があるが、このように制御時定数
を調整すると、負荷変動があったとしても発電機の受電
電力制御のほうが優勢になり、電力脈動を発電機の制御
により効果的に抑えることが出来る。

【０３０９】以上により、発電機と瞬時受電電力制御シ
ステムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限
することが出来るともに、重要負荷電流の無効成分、高
調波成分、逆相成分が含まれていたとしても、その影響
は瞬時受電電力制御システムから上流へは影響しない。
そして、重要負荷の負荷変動があったとしても負荷変動
のスピードは発電機が十分追従できるスピードになるの
で受電電力の脈動を誘発する恐れがない。また、停電、
瞬低があったとしても重要負荷には定格一定の電圧が供
給される。なお、発電機の制御系は従来技術と同じなの
で、発電機には特別の改良は必要がないこともメリット
であり、発電機と瞬時受電電力制御システムは自立的・
独立的なシステムであるといえる。

【０３１０】また、従来の技術では受電電力の電力脈動
を制限する瞬時受電電力制御システムとＵＰＳが別々の
装置であったために、設置する設備全体が大規模になり
広い設置面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善
すべき課題を擁していた。本件技術においては受電電力
の電力脈動を制限する瞬時受電電力制御システムがＵＰ
Ｓとしても機能することになり、低コストであり、スペ
ースメリットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０３１１】［第１４の実施の形態］本発明の第１４の
実施の形態を図２３および図２４を用いて説明する。こ
の実施の形態は、第２の実施の形態に直並列補償システ
ムを採用した無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に
特徴を有している。

【０３１２】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの構成を図２３を用いて説明する。この実施の
形態にかかる電力供給システムは、電力系統１０と自家
用発電機２１と負荷３１を構内配線網４１で相互に接続
するとともに、さらに構内配線網４１に瞬時受電電力制
御システム７０を接続して構成される。

【０３１３】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路電圧検出器
（ＶＳＤＣ）７４と、直列補償インバータ７５´と、直
列トランス７６と、双方向コンバータ制御回路８０と、
双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１５と、双
方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１６と、重要
負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９とを有して構成され
る。

【０３１４】連系トランスまたは連系リアクトル７１
は、電力系統１０に並列に接続され、双方向コンバータ
７２を電力系統に連系させる。

【０３１５】双方向コンバータ７２は連系トランス７１
を介して電力系統１０に並列に接続されて、実施例２に
記載したように受電電力の脈動を制限し、直流中間回路
電圧を一定にする機能に追加して、直列補償インバータ
２０の電圧補償動作にともない電源ラインとの間でエネ
ルギーの授受が発生したときにその電力の供給また回生
を行うとともに、重要負荷の無効電流、不平衡電流（逆
相電流）および高調波電流を打ち消す機能をも有してい
る。

【０３１６】電力貯蔵媒体７３は、上述の双方向コンバ
ータ７２の一連の動作にともない電力を吸収（充電）ま
たは放出（放電）するとともに、停電または瞬低が発生
したときに、電源ラインで不足する分のエネルギーを直
列補償インバータ７５´に供給する。

【０３１７】直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７４
は、直流中間回路の電圧を検出し、直流中間回路電圧検
出値（ＥＤＣ）を出力する。

【０３１８】直列補償インバータ７５´は、直流中間回
路電圧を交流に変換するとともに、直列トランス７６を
介して、電源ラインの電圧に直列に補償電圧を重畳する
ことにより、重要負荷の電圧を定格に維持する。

【０３１９】直列トランス７６は、電源ラインと重要負
荷の間に直列に接続され、２次側に直列補償インバータ
出力ラインが接続されて、直列補償インバータ７５´の
電圧を電源ラインに重畳させる。

【０３２０】双方向コンバータ制御回路８０は、双方向
コンバータ７２の動作を制御する。

【０３２１】双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴ
Ｉ）１５は、双方向コンバータ入力電圧を検出し、双方
向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）を出力する。

【０３２２】双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴ
Ｃ）１６は、双方向コンバータの出力電流を検出し、双
方向コンバータ出力電流検出値（ＩＣ）を出力する。

【０３２３】重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９は、
入力ラインから直列トランスへいく配線に配置され重要
負荷３２の電流を検出し、重要負荷電流検出値（ＩＩ
Ｌ）を出力する。

【０３２４】重要負荷３２は、停電を許容しない重要負
荷であって、瞬時受電電力制御システム７０から電力の
供給を受ける。

【０３２５】双方向コンバータ制御回路８０の構成を図
２４を用いて説明する。

【０３２６】図２４に示すように、双方向コンバータ制
御回路８０は、第１１の実施の形態において、負荷電流
補償電流演算回路を取り除いた構成となっている点で相
違している。

【０３２７】発電機２１の制御は、第２の実施の形態と
同様に行われる。

【０３２８】瞬時受電電力制御システム７０の制御は、
第１１の実施の形態と以下の点を除いて同様である。

【０３２９】直列補償インバータ７５は、図示しない制
御回路によりその重要負荷電圧を一定に保っている。こ
の制御回路は電源ラインの電圧に直列に補償電圧を直接
加えることによって重要負荷電圧を定格電圧に一定に保
つもので、従来技術と同様であり発明の本質ではないの
で説明を割愛する。

【０３３０】図２４に示すように、双方向コンバータ７
２の制御は、第１１の実施の形態における図１９に示し
た負荷電流補償電流演算回路８７を取り除いた構成とな
っており、図１９に示した構成要素と同一の符号を付し
た構成要素は同様の機能及び構成を有しているので詳細
は説明しない。

【０３３１】以上により、発電機と瞬時受電電力制御シ
ステムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限
することが出来るともに、重要負荷電流の無効成分、高
調波成分、逆相成分が含まれていたとしても、その影響
は瞬時受電電力制御システムから上流へは影響しない。
そして、重要負荷の負荷変動があったとしても負荷変動
のスピードは発電機が十分追従できるスピードになるの
で受電電力の脈動を誘発する恐れがない。また、停電、
瞬低があったとしても重要負荷には定格一定の電圧が供
給される。なお、発電機の制御系は従来技術と同じなの
で、発電機には特別の改良は必要がないこともメリット
であり、発電機と瞬時受電電力制御システムは自立的・
独立的なシステムであるといえる。

【０３３２】また、従来の技術では受電電力の電力脈動
を制限する瞬時受電電力制御システムとＵＰＳが別々の
装置であったために、設置する設備全体が大規模になり
広い設置面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善
すべき課題を擁していた。本件技術においては受電電力
の電力脈動を制限する瞬時受電電力制御システムがＵＰ
Ｓとしても機能することになり、低コストであり、スペ
ースメリットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０３３３】［第１５の実施の形態］本発明の第１５の
実施の形態を図２５および図２６を用いて説明する。こ
の実施の形態は、第２の実施の形態にアクテイブフィル
ター機能を付加した第５の実施の形態にＳＰＳ（ｓｔａ
ｎｄｂｙｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙ）方式を採用した
無停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に特徴を有して
いる。

【０３３４】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの構成を図２５を用いて説明する。この実施の
形態にかかる電力供給システムは、電力系統１０と自家
用発電機２１と負荷３１を構内配線網４１で相互に接続
するとともに、さらに構内配線網４１に瞬時受電電力制
御システム７０を接続して構成される。

【０３３５】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路電圧検出器
（ＶＳＤＣ）７４と、半導体スイッチ６９と、双方向コ
ンバータ制御回路８０と、双方向コンバータ入力電圧検
出器（ＰＴＩ）１５と、双方向コンバータ出力電流検出
器（ＣＴＣ）１６と、重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）
１９とを有して構成される。

【０３３６】連系トランスまたは連系リアクトル７１
は、電力系統１０に並列に接続され、双方向コンバータ
７２を電力系統に連系させる。

【０３３７】双方向コンバータ７２は連系トランス７１
を介して電力系統１０に並列に接続されて、実施例５に
記載したように受電電力の脈動を制限し、直流中間回路
電圧を一定にし、負荷の高調波電流を打ち消す機能に追
加して、双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）から
双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）が設定値以下
に低下したとき又は、双方向コンバータ入力電圧検出値
（ＶＩ）の周波数が設定値以下に低下したときに電流制
御モードから電圧制御モードに切り替え重要負荷に無停
電で電力を供給する機能も有している。

【０３３８】電力貯蔵媒体７３は、上述の双方向コンバ
ータ７２の一連の動作にともない電力を吸収（充電）ま
たは放出（放電）するとともに、停電または瞬低が発生
したときに、貯蔵されたエネルギーを電圧制御モードに
切り替えられた双方向コンバータに供給する。

【０３３９】直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７４
は、直流中間回路の電圧を検出し、直流中間回路電圧検
出値（ＥＤＣ）を出力する。

【０３４０】半導体スイッチ６９は電源ライン直列に接
続され、双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）から
双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）が設定値以下
に低下したとき又は、双方向コンバータ入力電圧検出値
（ＶＩ）の周波数が設定値以下に低下したときに瞬時に
開放し双方向コンバータ７２と電力系統を１０を分離す
る。

【０３４１】双方向コンバータ制御回路８０は、双方向
コンバータ７２の動作を制御する。

【０３４２】双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴ
Ｉ）１５は、双方向コンバータ入力電圧を検出し、双方
向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）を出力する。

【０３４３】双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴ
Ｃ）１６は、双方向コンバータの出力電流を検出し、双
方向コンバータ出力電流検出値（ＩＣ）を出力する。

【０３４４】重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９は、
半導体スイッチ６９と連系トランス７１の間から重要負
荷３２へいく配線に配置され重要負荷３２の電流を検出
し、重要負荷電流検出値（ＩＩＬ）を出力する。

【０３４５】重要負荷３２は、停電を許容しない重要負
荷であって、半導体スイッチ６９と連系トランス７１の
間に並列に接続され瞬時受電電力制御システム７０から
電力の供給を受ける。

【０３４６】双方向コンバータ制御回路８０の構成は第
１１の実施の形態において、図１９に示した双方向コン
バータ制御回路８０と基本的に同様な構成を有してお
り、入力電圧制御演算回路６４、瞬低検出回路６１、入
力電圧基準値設定器６２、入力周波数基準値設定器６
３、電圧／電流制御モード切替器６０とを有する点で相
違している。

【０３４７】発電機２１の制御は、第５の実施の形態と
同様に行われる。

【０３４８】瞬時受電電力制御システム７０の制御は、
第１１の実施の形態と以下の点を除いて同様である。

【０３４９】入力電圧制御演算回路６４は双方向コンバ
ータ入力電圧検出値（ＶＩ）、入力電圧基準値設定器６
２からの入力電圧基準値（ＶＩ＊）、入力周波数基準値
設定器６３からの入力周波数基準値（ＦＩ＊）から双方
向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）が入力電圧基準値
（ＶＩ＊）及び入力周波数基準値（ＦＩ＊）になるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流（以下、
電圧制御モード双方向コンバータ出力電流目標値とい
う）を演算する。

【０３５０】瞬低検出回路６１は双方向コンバータ入力
電圧検出値（ＶＩ）から双方向コンバータ入力電圧検出
値（ＶＩ）が設定値以下に低下したとき又は、双方向コ
ンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）の周波数が設定値以下
に低下したときに半導体スイッチ６９へ開放信号を出力
するとともに電圧／電流制御モード切替器６０へ制御モ
ード切替信号を出力する。開放信号を受信した半導体ス
イッチ６９は瞬時に開放し双方向コンバータ７２と電力
系統を１０を分離する。

【０３５１】電圧／電流制御モード切替器６０は電流制
御モードにおいては加算器８８から出力される双方向コ
ンバータ出力電流目標値を双方向コンバータ出力電流制
御演算回路８４へ出力する特性と電圧制御モードにおい
ては電圧制御モード双方向コンバータ出力電流目標値を
双方向コンバータ出力電流制御演算回路８４へ出力する
特性を切り替えられるようになっている。

【０３５２】制御モード切替信号を受信した電圧／電流
制御モード切替器６０は双方向コンバータ７２の制御モ
ードを電流制御モードから電圧制御モードへ切り替え
る。

【０３５３】電圧制御モードに切り替えられた電圧／電
流制御モード切替器６０は電圧制御モード双方向コンバ
ータ出力電流目標値を双方向コンバータ出力電流制御演
算回路８４へ出力する。

【０３５４】双方向コンバータ出力電流制御演算回路８
４以降は第１１の実施の形態と同じなので説明を省略す
る。

【０３５５】以上により、発電機と瞬時受電電力制御シ
ステムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限
することが出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効
にキャンセルし、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調
波成分、逆相成分が含まれていたとしても、その影響は
瞬時受電電力制御システムから上流へは影響しない。そ
して、重要負荷の負荷変動があったとしても負荷変動の
スピードは発電機が十分追従できるスピードになるので
受電電力の脈動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬
低があったとしても重要負荷には無停電で電力が供給さ
れる。なお、発電機の制御系は従来技術と同じなので、
発電機には特別の改良は必要がないこともメリットであ
り、発電機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立
的なシステムであるといえる。

【０３５６】また、従来の技術では受電電力の電力脈動
を制限する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相
殺するアクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であ
ったために、設置する設備全体が大規模になり広い設置
面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課
題を擁していた。本件技術においては受電電力の電力脈
動を制限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフ
ィルター及びＵＰＳとしても機能することになり、低コ
ストであり、スペースメリットが確保でき、設置費用が
削減できる。

【０３５７】［第１６の実施の形態］本発明の第１６の
実施の形態を図２７および図２８を用いて説明する。こ
の実施の形態は、第２の実施の形態にＳＰＳ（ｓｔａｎ
ｄｂｙｐｏｗｅｒｓｕｐｐｌｙ）方式を採用した無
停電電源（ＵＰＳ）機能を付加した点に特徴を有してい
る。

【０３５８】この実施の形態にかかる瞬時受電電力制御
システムの構成を図２７を用いて説明する。この実施の
形態にかかる電力供給システムは、電力系統１０と自家
用発電機２１と負荷３１を構内配線網４１で相互に接続
するとともに、さらに構内配線網４１に瞬時受電電力制
御システム７０を接続して構成される。

【０３５９】瞬時受電電力制御システム７０は、連系ト
ランスまたは連系リアクトル７１と、双方向コンバータ
７２と、電力貯蔵媒体７３と、直流中間回路電圧検出器
（ＶＳＤＣ）７４と、半導体スイッチ６９と、双方向コ
ンバータ制御回路８０と、双方向コンバータ入力電圧検
出器（ＰＴＩ）１５と、双方向コンバータ出力電流検出
器（ＣＴＣ）１６と、重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）
１９とを有して構成される。

【０３６０】連系トランスまたは連系リアクトル７１
は、電力系統１０に並列に接続され、双方向コンバータ
７２を電力系統に連系させる。

【０３６１】双方向コンバータ７２は連系トランス７１
を介して電力系統１０に並列に接続されて、実施例２に
記載したように受電電力の脈動を制限し、直流中間回路
電圧を一定にする機能に追加して、双方向コンバータ入
力電圧検出値（ＶＩ）から双方向コンバータ入力電圧検
出値（ＶＩ）が設定値以下に低下したとき又は、双方向
コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）の周波数が設定値以
下に低下したときに電流制御モードから電圧制御モード
に切り替え重要負荷に無停電で電力を供給する機能も有
している。

【０３６２】電力貯蔵媒体７３は、上述の双方向コンバ
ータ７２の一連の動作にともない電力を吸収（充電）ま
たは放出（放電）するとともに、停電または瞬低が発生
したときに、貯蔵されたエネルギーを電圧制御モードに
切り替えられた双方向コンバータに供給する。

【０３６３】直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７４
は、直流中間回路の電圧を検出し、直流中間回路電圧検
出値（ＥＤＣ）を出力する。

【０３６４】半導体スイッチ６９は電源ライン直列に接
続され、双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）から
双方向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）が設定値以下
に低下したとき又は、双方向コンバータ入力電圧検出値
（ＶＩ）の周波数が設定値以下に低下したときに瞬時に
開放し双方向コンバータ７２と電力系統を１０を分離す
る。

【０３６５】双方向コンバータ制御回路８０は、双方向
コンバータ７２の動作を制御する。

【０３６６】双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴ
Ｉ）１５は、双方向コンバータ入力電圧を検出し、双方
向コンバータ入力電圧検出値（ＶＩ）を出力する。

【０３６７】双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴ
Ｃ）１６は、双方向コンバータの出力電流を検出し、双
方向コンバータ出力電流検出値（ＩＣ）を出力する。

【０３６８】重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）１９は、
半導体スイッチ６９と連系トランス７１の間から重要負
荷３２へいく配線に配置され重要負荷３２の電流を検出
し、重要負荷電流検出値（ＩＩＬ）を出力する。

【０３６９】重要負荷３２は、停電を許容しない重要負
荷であって、半導体スイッチ６９と連系トランス７１の
間に並列に接続され瞬時受電電力制御システム７０から
電力の供給を受ける。

【０３７０】双方向コンバータ制御回路８０の構成を図
２８を用いて説明する。

【０３７１】図２８に示すように、双方向コンバータ制
御回路８０は、第１５の実施の形態において、負荷電流
補償電流演算回路を取り除いた構成となっている点で相
違している。

【０３７２】発電機２１の制御は、第２の実施の形態と
同様に行われる。

【０３７３】瞬時受電電力制御システム７０の制御は、
第１５の実施の形態と以下の点を除いて同様である。

【０３７４】図２８に示すように、双方向コンバータ７
２の制御は、第１５の実施の形態における図２６に示し
た負荷電流補償電流演算回路８７を取り除いた構成とな
っており、図２６に示した構成要素と同一の符号を付し
た構成要素は同様の機能及び構成を有しているので詳細
は説明しない。

【０３７５】以上により、発電機と瞬時受電電力制御シ
ステムは協調をとりながら有効に受電電力の脈動を制限
することが出来るともに、重要負荷電流の無効成分、高
調波成分、逆相成分が含まれていたとしても、その影響
は瞬時受電電力制御システムから上流へは影響しない。
そして、重要負荷の負荷変動があったとしても負荷変動
のスピードは発電機が十分追従できるスピードになるの
で受電電力の脈動を誘発する恐れがない。また、停電、
瞬低があったとしても重要負荷には定格一定の電圧が供
給される。なお、発電機の制御系は従来技術と同じなの
で、発電機には特別の改良は必要がないこともメリット
であり、発電機と瞬時受電電力制御システムは自立的・
独立的なシステムであるといえる。

【０３７６】また、従来の技術では受電電力の電力脈動
を制限する瞬時受電電力制御システムとＵＰＳが別々の
装置であったために、設置する設備全体が大規模になり
広い設置面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善
すべき課題を擁していた。本件技術においては受電電力
の電力脈動を制限する瞬時受電電力制御システムがＵＰ
Ｓとしても機能することになり、低コストであり、スペ
ースメリットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０３７７】本発明の第１７の実施の形態を以下に説明
する。この実施の形態は、瞬時受電電力制御システムの
電力貯蔵手段に高サイクル寿命で、かつ、高出力密度の
電力貯蔵手段を用いることに特徴を有している。その理
由を以下に説明する。

【０３７８】図３１に示すように、負荷変動が瞬時に起
こるのに対して、発電機の受電電力の制御が秒オーダで
あるために、受電電力が秒オーダで脈動する。また、負
荷変動は常時発生しており、その結果、受電電力の脈動
も常時発生している。発明者が試算した例によると一億
回／１５年にも達する。したがって、受電電力の脈動を
吸収するために電力貯蔵手段としては秒オーダの充放電
を数多く行うことになる。上記から、高サイクル寿命の
電力貯蔵手段を用いる理由は明らかであろう。以下に、
高出力密度の電力貯蔵媒体を用いる理由を説明する。上
述のように、電力貯蔵媒体としては、短時間に大電力を
充放電できる特性が重要である。電力貯蔵手段におい
て、内部抵抗が低いことはより多くの電流を充放電でき
ることを示している。この電流供給能力の一つの尺度と
して出力密度というものがある。出力密度とは、単位重
量または単位体積当たりの電気出力である。内部インピ
ーダンスが低いと電流がより多く供給でき、電流×電圧
の次元をもつ出力も大きくなり、出力密度も大きくな
る。出力密度が大きいということは短時間により多くの
エネルギーを充放電できることを意味しており、短時間
に大電力を充放電できる特性の優劣を決める一つの尺度
となる。以上が、電力貯蔵手段に高出力密度の電力貯蔵
手段を用いる理由である。

【０３７９】以上により、瞬時受電電力制御システムの
電力貯蔵手段として、高サイクル寿命で、かつ、高出力
密度の電力貯蔵手段を用いることにより、電力貯蔵手段
の交換回数を削減することが可能であり、実用的な瞬時
受電電力制御システムを提供することができる。

【０３８０】また、電力貯蔵手段の交換回数を削減する
ことによって、電力貯蔵手段の交換費用を削減すること
も可能である。

【０３８１】本発明の第１８の実施の形態を以下に説明
する。この実施の形態は、瞬時受電電力制御システムの
電力貯蔵手段に、コンデンサ、電気二重層コンデンサ、
フライホイールまたは超電導電力貯蔵のいずれかを用い
ることに特徴を有している。その理由を以下に説明す
る。

【０３８２】各エネルギー貯蔵手段に関して具体的な数
値を上げて出力密度およびサイクル寿命を比較すると図
２９のようになる。図２９から明らかなように、蓄電池
に比べ、コンデンサ、電気二重層コンデンサ、フライホ
イールまたは超電導電力貯蔵の非電池系の電力貯蔵手段
は、出力密度が高く短時間充放電の電力貯蔵手段に向い
ている。また、サイクル寿命も蓄電池に比べ多い。以上
が、電力貯蔵手段に、コンデンサ、電気二重層コンデン
サ、フライホイールまたは超電導電力貯蔵のいずれかを
用いる理由である。

【０３８３】以上により、瞬時受電電力制御システムの
電力貯蔵手段として、コンデンサ、電気二重層コンデン
サ、フライホイールまたは超電導電力貯蔵を用いること
により、電力貯蔵手段の交換回数を削減することが可能
であり、実用的な瞬時受電電力制御システムを提供する
ことができる。

【０３８４】また、電力貯蔵手段の交換回数を削減する
ことによって、電力貯蔵手段の交換費用を削減すること
も可能である。

【０３８５】

【発明の効果】第１の実施の形態および第２の実施の形
態は、以下のような効果を奏することができる。

【０３８６】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来る。なお、発電機の制御系は従来技術と同じなの
で、発電機には特別の改良は必要がないこともメリット
であり、発電機と瞬時受電電力制御システムは自立的・
独立的なシステムであるといえる。

【０３８７】第３の実施の形態は、以下のような効果を
奏することができる。

【０３８８】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来る。

【０３８９】第４の実施の形態および第５の実施の形態
は、以下のような効果を奏することが出来る。

【０３９０】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャン
セルすることが出来る。なお、発電機の制御系は従来技
術と同じなので、発電機には特別の改良は必要がないこ
ともメリットであり、発電機と瞬時受電電力制御システ
ムは自立的・独立的なシステムであるといえる。

【０３９１】第６の実施の形態は、以下のような効果を
奏することができる。

【０３９２】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の電力脈動を制限すること
が出来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャン
セルすることが出来る。

【０３９３】第７の実施の形態、第８の実施の形態、第
１０の実施の形態、第１１の実施の形態は、以下のよう
な効果を奏することができる。

【０３９４】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０３９５】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０３９６】第９の実施の形態および第１２の実施の形
態は、以下のような効果を奏することが出来る。

【０３９７】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。

【０３９８】さらに、第４の実施の形態〜第６の実施の
形態および第１５の実施の形態は、以下のような効果を
奏することができる。

【０３９９】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システムと、高調波電流を相殺す
るアクテイブフィルターが別々の装置であったために、
設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と高額の
設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁してい
た。本件技術においては受電電力の電力脈動を制限する
瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルターとし
ても機能することになり、低コストであり、スペースメ
リットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０４００】第７の実施の形態〜第１２の実施の形態お
よび第１５の実施の形態は、以下のような効果を奏する
ことができる。

【０４０１】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システム、高調波電流を相殺する
アクテイブフィルターとＵＰＳが別々の装置であったた
めに、設置する設備全体が大規模になり広い設置面積と
高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき課題を擁
していた。本件技術においては受電電力の電力脈動を制
限する瞬時受電電力制御システムがアクテイブフィルタ
ーおよびＵＰＳとしても機能することになり、低コスト
であり、スペースメリットが確保でき、設置費用が削減
できる。

【０４０２】第１３の実施の形態および第１４の実施の
形態は、以下のような効果を奏することができる。

【０４０３】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆
相成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電
力制御システムから上流へは影響しない。そして、重要
負荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは
発電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の
脈動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があった
としても重要負荷には定格一定の電圧が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０４０４】第１３の実施の形態、第１４の実施の形
態、第１５の実施の形態、および、第１６の実施の形態
は、以下のような効果を奏することができる。

【０４０５】従来の技術では受電電力の電力脈動を制限
する瞬時受電電力制御システムとＵＰＳが別々の装置で
あったために、設置する設備全体が大規模になり広い設
置面積と高額の設置費用を要するなど多くの改善すべき
課題を擁していた。本件技術においては受電電力の電力
脈動を制限する瞬時受電電力制御システムがＵＰＳとし
ても機能することになり、低コストであり、スペースメ
リットが確保でき、設置費用が削減できる。

【０４０６】第１５の実施の形態は、以下のような効果
を奏することができる。

【０４０７】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、負荷電流の高調波成分を有効にキャンセル
し、かつ、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆相
成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電力
制御システムから上流へは影響しない。そして、重要負
荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは発
電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の脈
動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があったと
しても重要負荷には無停電で電力が供給される。なお、
発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機には特
別の改良は必要がないこともメリットであり、発電機と
瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシステム
であるといえる。

【０４０８】第１６の実施の形態は、以下のような効果
を奏することができる。

【０４０９】発電機と瞬時受電電力制御システムは協調
をとりながら有効に受電電力の脈動を制限することが出
来るともに、重要負荷電流の無効成分、高調波成分、逆
相成分が含まれていたとしても、その影響は瞬時受電電
力制御システムから上流へは影響しない。そして、重要
負荷の負荷変動があったとしても負荷変動のスピードは
発電機が十分追従できるスピードになるので受電電力の
脈動を誘発する恐れがない。また、停電、瞬低があった
としても重要負荷には無停電で電力が供給される。な
お、発電機の制御系は従来技術と同じなので、発電機に
は特別の改良は必要がないこともメリットであり、発電
機と瞬時受電電力制御システムは自立的・独立的なシス
テムであるといえる。

【０４１０】第１７の実施の形態および第１８の実施の
形態は、以下のような効果を奏することができる。

【０４１１】電力貯蔵手段の交換回数を削減することが
可能であり、実用的な瞬時受電電力制御システムを提供
することができる。また、電力貯蔵手段の交換回数を削
減することによって、電力貯蔵手段の交換費用を削減す
ることも可能である。

【図面の簡単な説明】

【図１】本発明の第１の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２】本発明の第１の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成を示
すブロック図。

【図３】本発明の第１の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの動作態様を示す電力チャート。

【図４】本発明の第２の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの構成を示すブロック図。

【図５】本発明の第２の実施の形態および第１３の実施
の形態にかかる瞬時受電電力制御システムの双方向コン
バータ制御回路の構成を示すブロック図。

【図６】本発明の第２の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの動作態様を示す電力チャート。

【図７】本発明の第３の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの構成を示すブロック図。

【図８】本発明の第３の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成を示
すブロック図。

【図９】本発明の第３の実施の形態にかかる瞬時受電電
力制御システムの動作態様を示す電力チャート。

【図１０】本発明の第４の実施の形態および第５の実施
の形態にかかる瞬時受電電力制御システムの構成を示す
ブロック図。

【図１１】本発明の第４の実施の形態にかかる瞬時受電
電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成を
示すブロック図。

【図１２】本発明の第５の実施の形態および第８の実施
の形態にかかる瞬時受電電力制御システムの双方向コン
バータ制御回路の構成を示すブロック図。

【図１３】本発明の第６の実施の形態にかかる瞬時受電
電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図１４】本発明の第６の実施の形態および第９の実施
の形態にかかる瞬時受電電力制御システムの双方向コン
バータ制御回路の構成を示すブロック図。

【図１５】本発明の第７および第８の実施の形態にかか
る瞬時受電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図１６】本発明の第９の実施の形態にかかる瞬時受電
電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図１７】本発明の第９の実施の形態および第１１の実
施の形態にかかる瞬時受電電力制御システムの構成を示
すブロック図。

【図１８】本発明の第１０の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図１９】本発明の第１１の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図２０】本発明の第１２の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２１】本発明の第１２の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図２２】本発明の第１３の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２３】本発明の第１４の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２４】本発明の第１４の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図２５】本発明の第１５の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２６】本発明の第１５の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図２７】本発明の第１６の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの構成を示すブロック図。

【図２８】本発明の第１６の実施の形態にかかる瞬時受
電電力制御システムの双方向コンバータ制御回路の構成
を示すブロック図。

【図２９】蓄電池と電気二重層コンデンサなどの出力密
度特性およびサイクル寿命を説明する図表。

【図３０】従来の瞬時受電電力制御システムの構成を示
すブロック図。

【図３１】従来の自家用発電機を有する電力供給システ
ムの動作態様を示す電力チャート。

【符号の説明】

１０電力系統１１系統電圧検出器１（ＰＴＳ１）１２受電電流検出器１（ＰＴＳ１）１３系統電圧検出器２（ＰＴＳ２）１３´ 系統電圧検出器（ＰＴＳ）１４受電電流検出器２（ＣＴＳ２）１４´ 受電電流検出器（ＣＴＳ）１５双方向コンバータ入力電圧検出器（ＰＴＩ）１６双方向コンバータ出力電流検出器（ＣＴＣ）１７負荷電圧検出器（ＰＴＬ）１８負荷電流検出器（ＣＴＬ）１９重要負荷電流検出器（ＣＴＩＬ）２１発電機２３ガスタービンまたはガスエンジン２５燃料弁３１負荷３２重要負荷４１構内配線網４２，４３，４４遮断器５０発電機制御回路５１発電機用受電電力演算回路５３発電機用受電電力制御演算回路５３２発電機用受電電力制御回路（ＡＰＲ（ＰＳ
１））６０電圧／電流制御モード切替器６１瞬低検出回路６２入力電圧基準値設定器６３入力周波数基準値設定器６４入力電圧制御演算回路６９半導体スイッチ７０瞬時受電電力制御システム７１連系トランス７２双方向コンバータ７３電力貯蔵媒体７４直流中間回路電圧検出器（ＶＳＤＣ）７５インバータ７５´ 直列補償インバータ７６直列トランス８０双方向コンバータ制御回路８１瞬時受電電力制御システム用受電電力演算回路８１´ 受電電力演算回路８２受電電流補償電流演算回路８２´ 発電機／双方向コンバータ非干渉制御演算回路８３直流中間回路電圧補償電流演算回路８４双方向コンバータ出力電流制御演算回路８５双方向コンバータ出力電圧指令演算回路８６１ＰＷＭ制御回路８６２キャリア信号発生回路８６３ゲートドライブ回路８７負荷電流補償電流演算回路８８加算器８９重要負荷電流補償電流演算回路９１発電機用受電電力設定器９２瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力設
定器９３瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力設
定器９４時限設定器９５瞬時受電電力制御システム用順潮流側受電電力不
感帯設定器９６瞬時受電電力制御システム用逆潮流側受電電力不
感帯設定器９７重要負荷電流時限設定器

───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (51)Int.Cl.⁷ 識別記号ＦＩテーマコート゛(参考）Ｈ０２Ｍ 7/155 Ｈ０２Ｍ 7/155 ＥＦターム(参考） 5G066 DA08 EA03 GC01 HA10 HA15 HB02 HB08 HB09 JA05 JB03 5H006 AA03 AA05 AA07 CB08 CC03 CC08 DA02 DC02 DC03 DC05 HA83 5H590 AA03 AA10 AA15 AA17 AA21 AA23 AA30 AB11 CA08 CA09 CA21 CA30 CC01 CD03 CD10 CE02 CE05 CE10 EB02 EB04 EB14 EB21 FA01 FA06 FA08 FB02 FC22 FC23 FC26 GA02 GA04 GA06 HA01 HA02 HA04 HA06 HA24 HB02 HB03 JA05 JA13 JA19 JB15

Claims

【特許請求の範囲】

【請求項１】電力系統に接続された構内配線網と、構
内配線網に接続され電力系統と連系して常時運転される
発電機と、構内配線網に接続された負荷と、構内配線網
に接続された瞬時受電電力制御システムとからなる電力
供給システムにおいて、受電電力をゼロにするように発
電機を駆動する原動機を運転する発電機運転システムを
備え、瞬時受電電力制御システムが、電力系統に並列に
接続された連系トランス又は連系リアクトルと、該連系
トランス又は連系リアクトルに接続され双方向に電力変
換できるＰＷＭ制御コンバータ（以下、双方向コンバー
タという。）、該双方向コンバータにより電力が充放電
される電力貯蔵媒体と、双方向コンバータの入力である
直流ライン（以下、直流中間回路という）の電圧を検出
する直流電圧検出手段と双方向コンバータの入力電圧を
検出する双方向コンバータ入力電圧検出手段と、双方向
コンバータの出力電流を検出する双方向コンバータ出力
電流検出手段と、系統電圧と受電電流と双方向コンバー
タ入力電圧と双方向コンバータ出力電流と直流中間回路
電圧と直流中間回路電圧目標値とから、双方向コンバー
タの動作を制御する双方向コンバータ制御手段とを有し
ており、負荷の急激な変化が生じたときに受電電力の脈
動を生じないように双方向コンバータを制御することを
特徴とする瞬時受電電力制御システム。
【請求項２】負荷の急激な変化が生じたときに逆潮流
側受電電力設定値未満に逆潮流を生じないようにし、か
つ、順潮流側受電電力設定値を超えた順潮流を生じない
ように双方向コンバータを制御することを特徴とする請
求項１に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項３】双方向コンバータ制御回路が、逆潮流側
の受電電力設定手段と順潮流側の受電電力設定手段を有
し、受電電力が逆潮流側の受電電力設定値未満の場合は
受電電力が逆潮流側の受電電力設定値となり、受電電力
が順潮流側の受電電力設定値を超える場合は受電電力が
順潮流側の受電電力設定値となり、受電電力が逆潮流側
の受電電力設定値以上順潮流側の受電電力の設定値以下
の場合は直流中間回路電圧を一定にするように双方向コ
ンバータを制御するように構成されている請求項２に記
載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項４】瞬時受電電力制御システムの逆潮流側の
受電電力設定値をゼロ未満とし、順潮流側の受電電力設
定値をゼロ超とし、発電機の受電電力設定値をゼロとす
ることを特徴とする請求項２または請求項３に記載の瞬
時受電電力制御システム。
【請求項５】双方向コンバータ制御回路が、逆潮流側
の受電電力設定手段、順潮流側の受電電力設定手段と時
限設定手段を有し、受電電力が逆潮流側の受電電力設定
値未満の場合は受電電力が逆潮流側の受電電力設定値と
なるように電力を充電し、かつ、該充電電力が時限後に
ゼロになるようにし、受電電力が順潮流側の受電電力設
定値を超える場合は受電電力が順潮流側の受電電力設定
値となるように電力を放電し、かつ、該放電電力が時限
後にゼロになるようにし、逆潮流を制限するために双方
向コンバータが充電モードである場合以外、および順潮
流を制限するために双方向コンバータが放電モードであ
る場合以外は直流中間回路電圧を一定にするように双方
向コンバータを制御するように構成されている請求項１
または請求項２に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項６】双方向コンバータ制御回路が逆潮流側の
受電電力不感帯設定手段、順潮流側の受電電力不感帯設
定手段を有し逆潮流を制限後、充電電力がゼロになった
ときには、受電電力が逆潮流側の受電電力不感帯設定値
未満の場合に限り再度逆潮流を制限する充電モードに移
行し、かつ、順潮流を制限後、放電電力がゼロになった
ときには、放電電力が順潮流側の受電電力不感帯設定値
超の場合に限り再度順潮流を制限する放電モードに移行
するように双方向コンバータを制御するように構成され
ている請求項５に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項７】時限値を発電機の受電電力制御が追従で
きるに足る値以上とする請求項５または請求項６に記載
の瞬時受電電力制御システム。
【請求項８】発電機制御システムが、双方向コンバー
タ制御回路に組み込まれている請求項１ないし請求項３
のいずれか１項に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項９】双方向コンバータ制御回路が系統電圧と
受電電流から発電機の燃料弁の開度を制御する構成を有
する請求項８に記載の瞬時受電電力システム。
【請求項１０】双方向コンバータ制御回路が、発電機
の受電電力設定手段を有し、受電電力が逆潮流側の受電
電力設定値未満の場合は受電電力＋逆潮流側の受電電力
設定値となるために必要な双方向コンバータ出力電流目
標値に相当する双方向コンバータ出力電力が発電機の受
電電力設定値となるように発電機を制御し、受電電力が
順潮流側の受電電力設定値を超える場合は受電電力＋順
潮流側の受電電力目標値となるために必要な双方向コン
バータ出力電流目標値に相当する双方向コンバータ出力
電力が発電機の受電電力設定値となるように発電機を制
御し、受電電力が逆潮流側の受電電力設定値以上順潮流
側の受電電力の設定値以下の場合は受電電力が発電機の
受電電力設定値となるように発電機を制御するように構
成されている請求項８または請求項９に記載の瞬時受電
電力制御システム。
【請求項１１】瞬時受電電力制御システムが負荷電流
を検出する手段と、負荷電圧を検出する手段と、負荷電
流と負荷電圧とから負荷に流入する高調波成分を分離検
出する手段を有し、該分離検出された高調波成分をキャ
ンセルするように双方向コンバータを制御するようにし
た請求項１ないし請求項４のいずれか１項に記載の瞬時
受電電力制御システム。
【請求項１２】瞬時受電電力制御システムが負荷電流
を検出する手段と、負荷電圧を検出する手段と、負荷電
流と負荷電圧とから負荷に流入する高調波成分を分離検
出する手段を有し、該分離検出された高調波成分をキャ
ンセルするように双方向コンバータを制御するようにし
た請求項５ないし請求項７のいずれか１項に記載の瞬時
受電電力制御システム。
【請求項１３】瞬時受電電力制御システムが負荷電流
を検出する手段と、負荷電圧を検出する手段と、負荷電
流と負荷電圧とから負荷に流入する高調波成分を分離検
出する手段を有し、該分離検出された高調波成分をキャ
ンセルするように双方向コンバータを制御するようにし
た請求項８ないし請求項１０のいずれか１項に記載の瞬
時受電電力制御システム。
【請求項１４】時受電電力制御システムが直流中間回
路電圧を交流に変換するインバータを有し、該インバー
タに停電を許容しない負荷（以下、重要負荷という）を
接続した請請求項１１または請求項１２に記載の瞬時受
電電力制御システム。
【請求項１５】瞬時受電電力制御システムが直流中間
回路電圧を交流に変換するインバータを有し、該インバ
ータに重要負荷を接続した請求項１３に記載の瞬時受電
電力制御システム。
【請求項１６】瞬時受電電力制御システムが直流中間
回路電圧を交流に変換する直列補償インバータと直列ト
ランスと重要負荷電流検出手段を有し、直列トランスの
２次側に直列補償インバータを接続し、電源ラインと重
要負荷の間に直列トランスの１次側を直列に接続した請
求項１１または請求項１２に記載の瞬時受電電力制御シ
ステム。
【請求項１７】瞬時受電電力制御システムが直流中間
回路電圧を交流に変換する直列補償インバータと直列ト
ランスと重要負荷電流検出手段を有し、直列トランスの
２次側に直列補償インバータを接続し、電源ラインと重
要負荷の間に直列トランスの１次側を直列に接続した請
求項１３に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項１８】双方向コンバータ制御回路が時限設定
手段と、重要負荷電流を補償する手段を有し、該重要負
荷電流補償手段は双方向コンバータ入力電圧と重要負荷
電流と該時限設定手段により設定される時限値から重要
負荷に流入する電流の無効成分、不平衡成分、高調波成
分、有効電流の変動分を分離検出するとともに該無効成
分、該不平衡成分、該高調波成分をキャンセルし、該有
効電流の変動分をキャンセルし時限後にゼロとなるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流を演算
し、この演算値に基づき双方向コンバータを制御するこ
とを特徴とする請求項１６に記載の瞬時受電電力制御シ
ステム。
【請求項１９】双方向コンバータ制御回路が時限設定
手段と、重要負荷電流を補償する手段を有し、該重要負
荷電流補償手段は双方向コンバータ入力電圧と重要負荷
電流と該時限設定手段により設定される時限値から重要
負荷に流入する電流の無効成分、不平衡成分、高調波成
分、有効電流の変動分を分離検出するとともに該無効成
分、該不平衡成分、該高調波成分をキャンセルし、該有
効電流の変動分をキャンセルし時限後にゼロとなるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流を演算
し、この演算値に基づき双方向コンバータを制御するこ
とを特徴とする請求項１７に記載の瞬時受電電力制御シ
ステム。
【請求項２０】時限値を発電機の応答速度よりも遅い
（大きい）数値とする請求項１８に記載の瞬時受電電力
制御システム。
【請求項２１】時限値を発電機の応答速度よりも遅い
（大きい）数値とする請求項１９に記載の瞬時受電電力
制御システム。
【請求項２２】瞬時受電電力制御システムが直流中間
回路電圧を交流に変換するインバータを有し、該インバ
ータに重要負荷を接続した請請求項５ないし請求項７の
いずれか１項に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項２３】瞬時受電電力制御システムが直流中間
回路電圧を交流に変換する直列補償インバータと直列ト
ランスと重要負荷電流検出手段を有し、直列トランスの
２次側に直列補償インバータを接続し、電源ラインと重
要負荷の間に直列トランスの１次側を直列に接続した請
求項５ないし請求項７のいずれか１項に記載の瞬時受電
電力制御システム。
【請求項２４】双方向コンバータ制御回路が時限設定
手段と、重要負荷電流を補償する手段を有し、該重要負
荷電流補償手段は双方向コンバータ入力電圧と重要負荷
電流と該時限設定手段により設定される時限値から重要
負荷に流入する電流の無効成分、不平衡成分、高調波成
分、有効電流の変動分を分離検出するとともに該無効成
分、該不平衡成分、該高調波成分をキャンセルし、該有
効電流の変動分をキャンセルし時限後にゼロとなるため
に必要な双方向コンバータから出力すべき電流を演算
し、この演算値に基づき双方向コンバータを制御するこ
とを特徴とする請求項２３に記載の瞬時受電電力制御シ
ステム。
【請求項２５】時限値を発電機の応答速度よりも遅い
（大きい）数値とする請求項２４に記載の瞬時受電電力
制御システム。
【請求項２６】瞬時受電電力制御システムが半導体ス
イッチを有し、該半導体スイッチと連系トランス又は連
系リアクトルの間に重要負荷を接続した請求項１２に記
載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項２７】瞬時受電電力制御システムが双方向コ
ンバータ入力電圧の電圧低下又は周波数低下を検出して
半導体スイッチを瞬時に解放するとともに双方向コンバ
ータの制御モードを電流制御モードから電圧制御モード
に切り替え重要負荷に無停電で電力供給する請求項２６
に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項２８】双方向コンバータ制御回路が瞬低検出
手段、入力電圧基準値設定手段、入力周波数基準値設定
手段、入力電圧制御手段、電流制御と電圧制御を切り替
える手段を有し、双方向コンバータ入力電圧の電圧低下
又は周波数低下を瞬低検出手段により検出すると、半導
体スイッチを瞬時に解放するとともに双方向コンバータ
の制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切
り替え、電圧制御モードにおいては双方向コンバータ入
力電圧を入力電圧基準値設定値および入力周波数基準値
設定値になるために必要な双方向コンバータから出力す
べき電流を演算し、この演算値に基づき双方向コンバー
タを制御することを特徴とする請求項２７に記載の瞬時
受電電力制御システム。
【請求項２９】瞬時受電電力制御システムが半導体ス
イッチを有し、該半導体スイッチと連系トランス又は連
系リアクトルの間に重要負荷を接続した請求項５ないし
請求項７のいずれか１項に記載の瞬時受電電力制御シス
テム。
【請求項３０】瞬時受電電力制御システムが双方向コ
ンバータ入力電圧の電圧低下又は周波数低下を検出して
半導体スイッチを瞬時に解放するとともに双方向コンバ
ータの制御モードを電流制御モードから電圧制御モード
に切り替え重要負荷に無停電で電力供給する請求項２９
に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項３１】双方向コンバータ制御回路が瞬低検出
手段、入力電圧基準値設定手段、入力周波数基準値設定
手段、入力電圧制御手段、電流制御と電圧制御を切り替
える手段を有し、双方向コンバータ入力電圧の電圧低下
又は周波数低下を瞬低検出手段により検出すると、半導
体スイッチを瞬時に解放するとともに双方向コンバータ
の制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切
り替え、電圧制御モードにおいては双方向コンバータ入
力電圧を入力電圧基準値設定値および入力周波数基準値
設定値になるために必要な双方向コンバータから出力す
べき電流を演算し、この演算値に基づき双方向コンバー
タを制御することを特徴とする請求項３０に記載の瞬時
受電電力制御システム。
【請求項３２】高サイクル寿命で、かつ、出力密度の
高い電力貯蔵手段を用いた請求項１ないし請求項７、請
求項１１、請求項１２、請求項１４、請求項１６、請求
項１８、請求項２０、請求項２２ないし請求項３１のい
ずれか１項に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項３３】高サイクル寿命で、かつ、出力密度の
高い電力貯蔵手段を用いた請求項８ないし請求項１０、
請求項１３、請求項１５、請求項１７、請求項１９、請
求項２１のいずれか１項に記載の瞬時受電電力制御シス
テム。
【請求項３４】電力貯蔵手段としてコンデンサ、電気
二重層コンデンサ、フライホイールまたは超電導電力貯
蔵を用いた請求項１ないし請求項７、請求項１１、請求
項１２、請求項１４、請求項１６、請求項１８、請求項
２０、請求項２２ないし請求項３１のいずれか１項に記
載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項３５】電力貯蔵手段としてコンデンサ、電気
二重層コンデンサ、フライホイールまたは超電導電力貯
蔵を用いた請求項８ないし請求項１０、請求項１３、請
求項１５、請求項１７、請求項１９、請求項２１のいず
れか１項に記載の瞬時受電電力制御システム。
【請求項３６】双方向コンバータ制御回路の直流中間
回路電圧を一定にする制御時定数（例えば積分時定
数）、双方向コンバータ制御回路の受電電力の脈動を制
限する制御時定数（例えば積分時定数）、発電機制御回
路の発電機の受電電力を目標値にする制御時定数（例え
ば積分時定数）の間に双方向コンバータ制御回路の直流
中間回路電圧を一定にする制御時定数（例えば積分時定
数）＞発電機制御回路の発電機の受電電力を目標値にす
る制御時定数（例えば積分時定数）＞双方向コンバータ
制御回路の受電電力の脈動を制限する制御時定数（例え
ば積分時定数）の関係がある請求項１ないし請求項７、
請求項１１、請求項１２、請求項１４、請求項１６、請
求項１８、請求項２０、請求項２２ないし請求項３２、
請求項３４のいずれか１項に記載の瞬時受電電力制御シ
ステム。
【請求項３７】双方向コンバータ制御回路の直流中間
回路電圧を一定にする制御時定数（例えば積分時定
数）、双方向コンバータ制御回路の受電電力の脈動を制
限する制御時定数（例えば積分時定数）、双方向コンバ
ータ制御回路の発電機の受電電力を目標値にする制御時
定数（例えば積分時定数）の間に双方向コンバータ制御
回路の直流中間回路電圧を一定にする制御時定数（例え
ば、積分時定数）＞双方向コンバータ制御回路の発電機
の受電電力を目標値にする制御時定数（例えば、積分時
定数）＞双方向コンバータ制御回路の受電電力の脈動を
制限する制御時定数（例えば、積分時定数）の関係があ
る請求項８ないし請求項１０、請求項１３、請求項１
５、請求項１７、請求項１９、請求項２１、請求項３
３、請求項３５のいずれか１項に記載の瞬時受電電力制
御システム。