JP2008211893A - 系統再並列制御装置 - Google Patents
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Abstract
【課題】母線の電圧、周波数の変動を抑え、安定した状態で解列された発電所を送電系統に再並列接続できる系統再並列制御装置を得る。
【解決手段】この発明による系統再並列制御装置は、母線1に並列接続された複数の発電設備4、5、6のうち、特定の一つの発電設備である1号発電設備4の出力電力を最大としてその負荷電力の分担を2号及び3号発電設備5、6に於ける負荷電力の分担よりも大きくし、かつ1号発電設備4の同期発電機43の励磁量を増大して負荷無効電力の分担を2号及び3号発電設備5、6に於ける負荷無効電力の分担より大きくするよう制御するものである。
【選択図】図1
【解決手段】この発明による系統再並列制御装置は、母線1に並列接続された複数の発電設備4、5、6のうち、特定の一つの発電設備である1号発電設備4の出力電力を最大としてその負荷電力の分担を2号及び3号発電設備5、6に於ける負荷電力の分担よりも大きくし、かつ1号発電設備4の同期発電機43の励磁量を増大して負荷無効電力の分担を2号及び3号発電設備5、6に於ける負荷無効電力の分担より大きくするよう制御するものである。
【選択図】図1
Description
この発明は、複数の発電設備が並列接続された発電所の母線を、系統連携遮断器を介して送電系統に再並列接続させるための系統再並列制御装置に関するものである。
通常、火力発電所等の発電所は、主要変圧器と発電機等で構成される発電設備を複数備える。これらの発電設備は、夫々の発電設備に対応して設けられた遮断器(以下、発電機側遮断器と称する)を介して特別高圧母線(以下、特高母線と称する)に並列に接続される。負荷設備は、特高母線に遮断器(以下、負荷設備側遮断器と称する)を介して接続された負荷給電線から電力の供給を受ける。特高母線は、系統連携遮断器を介して他の発電所の特高母線と共に送電系統に並列に接続されるが、もし、何らかの要因で系統連携遮断器が開放されると、その特高母線が送電系統から解列され系統分離の状態となる。送電系統から解列された発電所では、その発電所単独で特高母線に並列接続された複数の発電設備から負荷給電線を介して負荷設備に電力の供給を行うが、負荷設備への電力の安定供給と送電系統への送電を保持するために、解列された発電所を送電系統に速やかに再並列接続する必要がある。
解列された発電所の送電系統への再並列接続は、周知のように、その発電所と送電系統との電圧、周波数、及び位相を一致させた同期投入により行なわれる。この同期投入を行なう装置として、従来、特高母線に並列接続された複数の発電設備を同時に制御し、特高母線の電圧、周波数を特高母線と送電系統の電圧、周波数を一致させ、その上で特高母線と送電系統の位相が一致したことを検出し、特高母線を系統連携遮断器を介して送電系統に投入するようにした自動同期投入装置が提案されている(例えば、特許文献1参照)。
このような従来の自動同期投入装置による発電所の再並列制御に於いては、同時に複数の発電設備の電圧、周波数を制御するので、特高母線の電圧、周波数の変動が大きくなり、安定した状態で系統連携遮断器を投入できない可能性がある等の課題があった。
この発明は、上記のような従来の装置の課題を解決するためになされたもので、母線の電圧、周波数の変動を抑え、安定した状態で解列された発電所の母線を送電系統に再並列接続できる系統再並列制御装置を得ることを目的とする。
この発明による系統再並列制御装置は、母線に並列接続された複数の発電設備を有する発電所の前記母線を送電系統に再並列接続させる系統再並列制御装置であって、前記再並列接続の際、前記複数の発電設備のうちの特定の一つの発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担を、前記特定の発電設備以外の発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担よりも夫々大きくするように前記発電設備を制御することを特徴とするものである。
この発明による系統再並列制御装置は、再並列接続の際、複数の発電設備のうちの特定の一つの発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担を、前記特定の発電設備以外の発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担よりも夫々大きくするように前記発電設備を制御するようにしているので、母線の電圧、周波数の変動を抑え、安定した状態で解列された発電所の母線を送電系統に再並列接続できる系統再並列制御装置を得ることができる。
実施の形態1.
図1は、この発明の実施の形態1による系統再並列制御装置を備えた火力発電所の電力系統の説明図である。図1に於いて、火力発電所の特高母線1は、系統連係遮断器2を介して送電系統3に接続され、他の発電所と並列運転される。火力発電所は、1号発電設備4、2号発電設備5、及び3号発電設備6を備え、これらの発電設備4、5、6は、夫々、発電機側遮断器41、51、61を介して特高母線1に並列に接続されている。1号発電設備4は、蒸気タービン42により駆動される同期発電機43を備え、同期発電機43は、定常運転時には、ガバナー制御装置44により回転速度が一定、従って出力周波数が一定となるように制御され、且つ、励磁装置45により出力電圧が一定となるように制御される。同期発電機43の出力は、主変圧器46を介して発電機側遮断器41に接続され特高母線1に供給される。
図1は、この発明の実施の形態1による系統再並列制御装置を備えた火力発電所の電力系統の説明図である。図1に於いて、火力発電所の特高母線1は、系統連係遮断器2を介して送電系統3に接続され、他の発電所と並列運転される。火力発電所は、1号発電設備4、2号発電設備5、及び3号発電設備6を備え、これらの発電設備4、5、6は、夫々、発電機側遮断器41、51、61を介して特高母線1に並列に接続されている。1号発電設備4は、蒸気タービン42により駆動される同期発電機43を備え、同期発電機43は、定常運転時には、ガバナー制御装置44により回転速度が一定、従って出力周波数が一定となるように制御され、且つ、励磁装置45により出力電圧が一定となるように制御される。同期発電機43の出力は、主変圧器46を介して発電機側遮断器41に接続され特高母線1に供給される。
同様に、2号発電設備5は、蒸気タービン52により駆動される同期発電機53を備え、同期発電機53は、定常運転時には、ガバナー制御装置54により回転速度が一定、従って出力周波数が一定となるように制御され、且つ、励磁装置55により出力電圧が一定となるように制御される。同期発電機53の出力は、主変圧器56を介して発電機側遮断器51に接続され特高母線1に供給される。又、3号発電設備も同様に、蒸気タービン62により駆動される同期発電機63を備え、同期発電機63は、定常運転時には、ガバナー制御装置64により回転速度が一定、従って出力周波数が一定となるように制御され、且つ、励磁装置65により出力電圧が一定となるように制御される。同期発電機63の出力は、主変圧器66を介して発電機側遮断器61に接続され特高母線1に供給される。
負荷設備(図示せず)は、負荷設備側遮断器7を介して特高母線1に接続された負荷給電線8により電力の供給を受けて運転される。同期検定リレー9は、特高母線1を送電系統3に並列に接続する際、特高母線1と送電系統3の電圧、周波数、及び位相を検出し、それらが所定の範囲内で一致したとき系統連携遮断器2を投入して特高母線1を送電系統3に同期投入するために設けられている。
負荷給電線8から得られる負荷設備の有効電力に対応する信号(以下、単に、負荷電力と称する)25と、負荷設備の無効電力に対応する信号(以下、単に、負荷無効電力と称する)26とは、夫々系統再並列制御装置10に入力される。又、1号発電設備4に於ける励磁装置45の励磁量に基づいて得られる1号発電設備の出力電圧及び無効電力に対応する信号(以下、単に、1号発電設備電圧・無効電力と称する)27と、1号発電設備4に於けるガバナー制御装置44のガバナー制御量に基づいて得られる1号発電設備の有効電力に対応する信号(以下、単に、1号発電設備電力と称する)28とが、夫々、系統再並列制御装置10に入力される。
又、2号発電設備5に於ける励磁装置55の励磁量に基づいて得られる2号発電設備の出力電圧及び無効電力に対応する信号(以下、単に、2号発電設備電圧・無効電力と称する)29と、2号発電設備5に於けるガバナー制御装置54のガバナー制御量に基づいて得られる2号発電設備の有効電力に対応する信号(以下、単に、2号発電設備電力と称する)30とが、夫々、系統再並列制御装置10に入力される。
更に、3号発電設備6に於ける励磁装置65の励磁量に基づいて得られる3号発電設備の出力電圧及び無効電力に対応する信号(以下、単に、3号発電設備電圧・無効電力と称する)31と、3号発電設備6に於けるガバナー制御装置64のガバナー制御量に基づいて得られる3号発電設備の有効電力に対応する信号(以下、単に、3号発電設備電力と称する)32とが、夫々、系統再並列制御装置10に入力される。
尚、1号乃至3号発電設備4、5、6の出力電圧と無効電力とは、夫々の励磁装置45、55、56の励磁量に対応して所定の関係にあるので、以下の説明では、1号発電設備電圧・無効電力27、2号発電設備電圧・無効電力29、及び3号発電設備電圧・無効電力31を、夫々、1号発電設備電圧27、2号発電設備電圧29、3号発電設備電圧31、又は、1号発電設備無効電力27、2号発電設備無効電力29、3号発電設備無効電力31として、夫々、電圧、又は無効電力単独で称することがある。
火力発電所の特高母線1は、通常運転時には系統連携遮断器2を介して送電系統3に並列接続されている。このとき系統再並列制御装置10は、1号発電設備電圧・無効電力27、2号発電設備電圧・無効電力29、3号発電設備電圧・無効電力31、及び1号発電設備電力28、2号発電設備電力30、3号発電設備電力32を夫々入出力信号として、1号発電設備4、2号発電設備5、及び3号発電設備6の夫々の励磁装置45、55、65の励磁量、及びガバナー制御装置44、54、64のガバナー制御量を制御し、特高母線2の電圧と周波数とがほぼ一定値となるよう制御する。
今、図1に於いて、系統連係遮断器1が何らかの要因で開放され、特高母線2が送電系統3から解列されたとすると、特高母線2は、常時閉成されている1号発電機側遮断器41、2号発電機側遮断器51、及び3号発電機側遮断器61を介して夫々並列接続された1号発電設備4、2号発電設備5、及び3号発電設備6により、その火力発電所単独で運転される状態、所謂、系統分離運転の状態に至る。
この系統分離運転の状態に於いて、負荷設備は、常時閉成されている負荷設備側遮断器7を介して特高母線1に接続された負荷給電線8から電力の供給を受けて運転されるが、負荷電力25は、1号発電設備電力28と2号発電設備電力30と3号発電設備電力32との合計に等しい。
又、系統分離運転の状態に於いて、1号発電設備電圧27、2号発電設備電圧29、及び3号発電設備電圧31は、夫々1号発電設備4の励磁装置45、2号発電設備5の励磁装置55、及び3号発電設備6の励磁装置65の励磁量に基づいて調整され、これにより特高母線2の電圧は所定の電圧に自動的に制御される。又、これと同時に、負荷無効電力26は、1号発電設備4の励磁装置45、2号発電設備5の励磁装置55、及び3号発電設備6の励磁装置65による夫々の励磁量に対応して、1号発電設備4、2号発電設備5、及び3号発電設備により分担され、負荷無効電力26は、1号発電設備無効電力27と2号発電設備無効電力29と3号発電設備無効電力31との合計に等しい。
系統分離運転に於けるこれらの制御は、系統再並列制御装置10に入出力される1号発電設備電圧・無効電力27、2号発電設備電圧・無効電力29、3号発電設備電圧・無効電力31、及び1号発電設備電力28、2号発電設備電力30、3号発電設備電力32に基づいて、系統再並列制御装置10により行われる。
しかし、負荷設備への電力の安定供給と送電系統への電力送電を保持するためには、前述の系統分離運転の状態から、速やかにその火力発電所の特高母線を送電系統に再並列接続する必要がある。この発明の実施の形態1に係る系統再並列制御装置10は、系統分離状態にある火力発電所の特高母線を、以下に述べる動作により送電系統に再並列接続させる。
図2は、この発明の実施の形態1による系統再並列制御装置10の電力制御を説明するフロー図、図3は、この発明の実施の形態1による系統再並列制御装置10の電圧制御を説明するフロー図である。図2に於いて、送電系統3から解列された火力発電所が系統分離運転の状態にあるとき、ステップS1に示すように、1号発電設備電力28と2号発電設備電力30と3号発電設備電力32との合計は、負荷電力25に等しい。
この系統分離運転状態から、系統再並列接続を行うために、先ず、1号乃至3号発電設備4、5、6の電力制御を行なう。ステップS2に於いて1号発電設備4の出力増大指令を発生すると同時に、ステップS3に於いて2号発電設備5及び3号発電設備6の出力減少指令を発生する。これにより、1号発電設備4のガバナー制御装置44は、ガバナーを制御して蒸気タービン42への蒸気流入量を増大させる。蒸気タービン42への蒸気流入量の増大によるエネルギーの増加は、蒸気タービン42のトルクの増大となって同期発電機43に伝達され、1号発電設備4の出力が増大し負荷電力25の負担が増大する。その後、1号発電設備4は、最大出力状態に達し、最大限の負荷電力の分担割合となる。このとき、蒸気タービン42、従って同期発電機43の回転数は殆ど変化せず、1号発電設備4の出力周波数は、ほぼ一定に保たれる。
一方、ステップS3に於いて出された出力現象指令により、2号発電設備5及び3号発電設備6では、夫々のガバナーが、ガバナー制御装置454、64によりガバナーフリーの状態で制御され、発電設備5、6の出力が減少し、夫々の負荷電力の分担が減少する。その後、2号発電設備5、及び3号発電設備6は、夫々、最小の出力状態、即ち初期負荷値(例えば、負荷電力の10%程度)の出力となり、最小限の負荷電力の分担割合となる。
ステップS4では、1号発電設備電力28が最大に達しているか否かを判定し、最大に達していなければ(NO)、その出力増大を継続させ、ステップS5では、2号発電設備電力30及び3号発電設備電力32が最小に達しているか否かを判定し、最小に達していなければ(NO)、その出力減少を継続させ、最小に達していれば(YES)、2号及び3号発電設備5、6の出力減少制御を終了する(S51)。
ステップS4に於いて、1号発電設備4の出力が最大に達していると判定(YES)したとき、この状態では負荷電力25を賄うことができない場合、即ち、1号発電設備4の出力が最大で、2号発電設備5及び3号発電設備6の出力が最小の状態では負荷電力25を賄うことができない場合は、ステップS6に進み、2号発電設備5の出力増大指令を発生すると共に、ステップS7により3号発電設備6の出力減少指令を発生する。
ステップS6による2号発電設備5に対する出力増大指令により、2号発電設備5の出力が増大し負荷電力25の負担が増大する。一方、3号発電設備6は、ステップS7による出力減少指令によりガバナーフリーの状態で運転され、最小の出力状態、即ち初期負荷値(例えば、負荷電力の10%程度)の出力を継続し、負荷電力の分担は最小を維持する。その結果、負荷電力25は、出力最大の1号発電設備4により最大に分担され、初期負荷値まで出力が減少した3号発電設備6により例えば10%程度負担され、出力が増大した2号発電設備5により残りが分担される。
ステップS8では、最大出力状態の1号発電設備4と、出力が増大された2号発電設備5と、最小の出力状態である3号発電設備とが分担する負荷電力により、負荷電力25を賄うことができるかどうかを判定し、賄うことができれば(YES)、後述する図3に示す動作に移る。ステップS8により、最大出力状態の1号発電設備4と出力が増大された2号発電設備5と最小の出力状態である3号発電設備とにより負荷電力25を賄うことができない、つまり2号発電設備5の出力増大が更に必要であると判定すれば(NO)、ステップS6により更に2号発電設備5の出力増大を指令し、ステップS7により3号発電設備6の出力減少指令を継続させ、3号発電設備6の出力を初期負荷値として制御を終了する(S91)。
以上述べた系統再並列制御装置10による1号乃至3号発電設備4、5、6の電力制御により、負荷電力25は最大出力状態の1号発電設備4により最大に分担される。その結果、特高母線1の周波数は、1号発電設備4の電力制御により、再並列接続されるべき送電系統3の周波数に一致するよう制御される。
次に、系統再並列制御装置10により、1号乃至3号発電設備4、5、6の電圧制御を行う。図3に於いて、ステップS10に示すように、火力発電所の系統分離運転の状態で特高母線1の電圧は一定に保たれているが、このとき、負荷無効電力26は、1号発電設備無効電力27と2号発電設備無効電力29と3号発電設備無効電力31との合計に等しい。先ず、ステップS11に於いて1号発電設備4の電圧増大指令を発生すると同時に、ステップS12に於いて2号発電設備5及び3号発電設備6の電圧減少指令を発生する。
ステップS11による1号発電設備4の電圧増大指令により、1号発電設備4の励磁装置45は、同期発電機43の励磁量を増大させる。同期発電機43の励磁量が増大すると、同期発電機43の誘起起電力が増大し、一定電圧に保持されている特高母線1への無効電力の供給が増大し、1号発電設備4に於ける負荷無効電力26の分担割合が大きくなる。一方、2号及び3号発電設備5、6の励磁装置55、65は、夫々の同期発電機53、63の励磁量を減少させ、その誘起起電力を減少させる。これに伴い、2号及び3号発電設備5、6に於ける負荷無効電力の分担割合は小さくなる。
ステップS13では、1号発電設備無効電力27と負荷無効電力26との割合が、1号発電設備電力28と負荷電力25との割合に等しくなったか否か、即ち、
1号発電設備無効電力27=(1号発電設備電力28/負荷電力25)
×負荷無効電力26
の状態にあるか否かを判定し、その状態に達していなければ(NO)、1号発電設備4の励磁量を更に増大させて1号発電設備無効電力を増大させる。一方、ステップS14では、2号発電設備無効電力29及び3号発電設備無効電力31が零、即ち夫々力率100%に達しているか否かを判定し、力率100%に達していなければその更に夫々の励磁量の減少を継続させ、力率100%に達したときに(YES)、2号及び3号発電設備5、6の電圧減少制御を終了する(ステップS15)。
1号発電設備無効電力27=(1号発電設備電力28/負荷電力25)
×負荷無効電力26
の状態にあるか否かを判定し、その状態に達していなければ(NO)、1号発電設備4の励磁量を更に増大させて1号発電設備無効電力を増大させる。一方、ステップS14では、2号発電設備無効電力29及び3号発電設備無効電力31が零、即ち夫々力率100%に達しているか否かを判定し、力率100%に達していなければその更に夫々の励磁量の減少を継続させ、力率100%に達したときに(YES)、2号及び3号発電設備5、6の電圧減少制御を終了する(ステップS15)。
ステップS13に於いて、1号発電設備無効電力27と負荷無効電力26との割合が、1号発電設備電力28と負荷電力25との割合に等しくなったと判定(YES)したとき、この状態では負荷無効電力26を賄うことができない場合は、ステップS16に進み、2号発電設備5の電圧増大指令を発生すると共に、ステップS17により3号発電設備6の電圧減少指令を発生する。
ステップS16による2号発電設備5に対する電圧増大指令により、2号発電設備5の励磁量が増大し、2号発電設備無効電力29が増大する。一方、3号発電設備6は、ステップS17による電圧減少指令により励磁量の減少が保たれ、その力率100%が維持される。ステップS18に於いて、2号発電設備無効電力29と負荷無効電力26との割合が、2号発電設備電力30と負荷電力25との割合に等しくなったか否か、即ち、
2号発電設備無効電力29=(2号発電設備電力30/負荷電力25)
×負荷無効電力26
の状態にあるか否かを判定し、その状態に達していなければ(NO)、2号発電設備4の励磁量を更に増大させて2号発電設備無効電力を増大させる。
2号発電設備無効電力29=(2号発電設備電力30/負荷電力25)
×負荷無効電力26
の状態にあるか否かを判定し、その状態に達していなければ(NO)、2号発電設備4の励磁量を更に増大させて2号発電設備無効電力を増大させる。
一方、ステップS19では、3号発電設備無効電力31が力率100%に達しているか否かを判定し、力率100%に達していなければその更に夫々の励磁量の減少を継続させ、力率100%に達していれば(YES)、3号発電設備5の電圧減少制御を終了する(ステップS191)。以上の制御の結果、1号発電設備4により負荷無効電力が最大に分担され、2号発電設備5により負荷無効電力の残り分が分担される。特高母線1の電圧は、負荷無効電力26を最大限に負担する1号発電設備4の出力電圧、即ち1号発電設備電圧27により制御され、特高母線1の電圧変動が最小減に抑えられほぼ一定電圧に保たれる。
尚、以上の説明では、ステップS8、ステップS91の動作の後に、ステップS10からステップS191の動作を行なうものとしたが、ステップS1からステップS19の動作と、ステップS10からステップS191の動作を同時に並行して行うようにしてもよい。
以上述べた系統再並列制御装置10による1号乃至3号発電設備4、5、6の電圧制御により、負荷無効電力26は1号発電設備4により最大に分担される。その結果、特高母線1の電圧は、1号発電設備4の電圧制御により、再並列接続されるべき送電系統3の電圧に一致するよう制御される。
次に、ステップS20では、同期検定リレー9により、特高母線1の電圧及び周波数が送電系統3の電圧と周波数に夫々一致していることを確認した上で、夫々の位相の一致を検出し、ステップS21に於いて、系統連携遮断器2を投入して特高母線1を送電系統3に並列接続して解列されていた火力発電所の送電系統への再並列接続を完了する。
以上述べたように、この発明の実施の形態1による系統再並列制御装置によれば、解列された火力発電所の1号乃至3号発電設備のうち、1号発電設備4に負荷電力及び負荷無効電力を最大限に負担させるようにしているので、特高母線1の電圧及び周波数の制御を、1号発電設備4の励磁装置45による励磁制御及びガバナー制御装置44によるガバナー制御のみにより行なうことができ、解列された火力発電所の系統再並列接続を容易に行なうことができる。
尚、以上の説明では、この発明に係る系統再並列制御装置を火力発電所に適用した場合について説明したが、原子力発電所若しくは水力発電所であっても同様に適用することができる。
1 特高母線
2 系統連係遮断器
3 送電系統
4 1号発電設備
5 2号発電設備
6 3号発電設備
41、51、61 発電機側遮断器
42、52、62 蒸気タービン
43、53、63 同期発電機
44、54、64 ガバナー制御装置
45、55、65 励磁制御装置
46、56、66 主変圧器
25 負荷電力
26 負荷無効電力
27 1号発電設備電圧・無効電力
29 2号発電設備電圧・無効電力
31 3号発電設備電圧・無効電力
28 1号発電設備電力
30 2号発電設備電力
32 3号発電設備電力
7 負荷側遮断器
8 負荷給電線
9 同期検定リレー
2 系統連係遮断器
3 送電系統
4 1号発電設備
5 2号発電設備
6 3号発電設備
41、51、61 発電機側遮断器
42、52、62 蒸気タービン
43、53、63 同期発電機
44、54、64 ガバナー制御装置
45、55、65 励磁制御装置
46、56、66 主変圧器
25 負荷電力
26 負荷無効電力
27 1号発電設備電圧・無効電力
29 2号発電設備電圧・無効電力
31 3号発電設備電圧・無効電力
28 1号発電設備電力
30 2号発電設備電力
32 3号発電設備電力
7 負荷側遮断器
8 負荷給電線
9 同期検定リレー
Claims (3)
- 母線に並列接続された複数の発電設備を有する発電所の前記母線を送電系統に再並列接続させる系統再並列制御装置であって、前記再並列接続の際、前記複数の発電設備のうちの特定の一つの発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担を、前記特定の発電設備以外の発電設備に於ける負荷電力及び負荷無効電力の分担よりも夫々大きくするように前記発電設備を制御することを特徴とする系統再並列制御装置。
- 前記特定の発電設備は、最大出力状態に制御されて前記負荷電力を最大限に分担すると共に、この負荷電力の分担に対応して前記負荷無効電力を分担するよう制御されることを特徴とする請求項1に記載の系統再並列制御装置。
- 前記特定の発電設備以外の発電設備のうちの少なくとも一つは、最低限の出力状態に制御されて負荷電力を分担すると共に、力率100%に制御されることを特徴とする請求項2に記載の系統再並列制御装置。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2007045360A JP2008211893A (ja) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | 系統再並列制御装置 |
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Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
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Publications (1)
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ID=39787736
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Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2007045360A Pending JP2008211893A (ja) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | 系統再並列制御装置 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2008211893A (ja) |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5513612A (en) * | 1978-07-12 | 1980-01-30 | Hitachi Ltd | Load controller |
JPH04295234A (ja) * | 1991-03-25 | 1992-10-20 | Mitsubishi Electric Corp | 受電力率制御装置 |
JPH0591148U (ja) * | 1992-05-08 | 1993-12-10 | 三菱電機株式会社 | 自動同期投入回路 |
-
2007
- 2007-02-26 JP JP2007045360A patent/JP2008211893A/ja active Pending
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPS5513612A (en) * | 1978-07-12 | 1980-01-30 | Hitachi Ltd | Load controller |
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JPH0591148U (ja) * | 1992-05-08 | 1993-12-10 | 三菱電機株式会社 | 自動同期投入回路 |
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