JP4658909B2 - 無停電電源システム - Google Patents

Description

本発明は、商用電源又は自家発電機を入力電源として安定した電圧を負荷に供給する無停電電源システムに関する。

従来から、無停電電源装置（ＵＰＳ：Uninterruptible Power Supply）によって構成される無停電電源システムは、商用電源を入力して整流器（又は、ＡＣ／ＤＣコンバータ）を介してバッテリを充電しながらインバータを駆動してコンピュータなどへ交流電力を供給する電源として広く利用されている。また、停電時における入力側のバックアップ電源を確保するために、入力系統の商用電源が停電したときには自家発電機を起動して入力系統を自家発電機に切り替え、ＡＣ／ＤＣコンバータによってバッテリを充電しながらインバータを駆動して負荷へ所望の交流電力を供給する無停電電源システムも知られている（例えば、特許文献１参照）。また、ＡＣ／ＤＣコンバータ及びインバータからなるＵＰＳが１台で構成されていると、そのＵＰＳが故障した場合は負荷側への電力供給が停止してしまうので、複数台のＵＰＳを並列運転させるＵＰＳの並列冗長システムも知られている（例えば、特許文献２参照）。このようなＵＰＳの並列冗長システムによれば、Ｎ台のＵＰＳで負荷容量に対応できるときに、（Ｎ＋１）台のＵＰＳを並列運転することによって、複数台のＵＰＳが並列運転中に１台のＵＰＳが故障しても、残り台数のＵＰＳが過負荷になることなく運転を継続できるようにＵＰＳの並列台数が構成されている。
特開平５−１９９６８０号公報（段落番号０００８〜００１３、及び図１〜図５参照） 特開２００５−３３３７６９号公報（段落番号００１７〜００１９、及び図１参照）

しかしながら、商用電源と自家発電機とで入力系統を切り替える方式の並列冗長の無停電電源システムにおいては、複数台並列のＵＰＳが自家発電機に接続されて運転しているとき、オーバホールなどのために、さらに１台のＵＰＳを追加して並列接続したり、１台のＵＰＳを並列解除したりしたときに自家発電機に負荷変動が発生する。しかも、ＵＰＳの並列台数が多いほど１台のＵＰＳの追加／解除による負荷変動は大きい。つまり、それぞれのＵＰＳは、最大定格容量の付近で運転しているときは最大変換効率（例えば９４％）であり、並列台数が増えて１台当たりの分担容量が少なくなるにしたがって変換効率は低下する。さらに、無負荷時おいても、定格容量が例えば２００ｋＶＡ程度のＵＰＳの場合は約５ｋＷの無負荷損失が発生する。

例えば、７５０ｋＶＡの自家発電機に対して並列冗長の無停電電源システムの負荷が４００ｋＷであるとき、定格容量２００ｋＶＡのＵＰＳが３台で並列運転していると、１台当りのＵＰＳの分担容量は１３３ｋＶＡであって、それぞれのＵＰＳは変換効率９３％ぐらいで運転している。したがって、自家発電機の出力電力（消費電力）は４００÷０．９３＝４３０ｋＷである。ところが、ＵＰＳが４台で並列運転を行うと、１台当りのＵＰＳの分担容量は１００ｋＶＡ程度に低下するために変換効率は９２％ぐらいに低下する。したがって、自家発電機の消費電力は４００÷０．９２＝４３５ｋＷとなる。また、ＵＰＳに接続された蓄電池（バッテリ）の充電時にはＵＰＳの定格容量（２００ｋＶＡ）の１０％ぐらい電力が消費される。したがって、ＵＰＳが３台で並列運転しているときの充電電力は、２００×０．１×３＝６０ｋＷであり、ＵＰＳが４台で並列運転しているときの充電電力は、２００×０．１×４＝８０ｋＷである。つまり、自家発電機側からみた合計の出力電力は、ＵＰＳが３台で並列運転しているときは、４３０＋６０＝４９０ｋＷであるが、ＵＰＳが４台で並列運転しているときは、４３５＋８０＝５１５ｋＷとなって負荷が２５ｋＷも増加する。さらに、ＵＰＳの並列台数が増えると変換効率も大きく低下するので、同じ負荷容量（４００ｋＷ）であっても、自家発電機側から見た出力電力（消費電力）は益々増加する。

すなわち、ＵＰＳの並列台数が少ないときは、１台のＵＰＳを並列に追加してもそれ程大きな負荷変動は発生しないので、自家発電機の出力電圧の変動は比較的少ない。しかし、ＵＰＳの並列台数が多くなると、１台のＵＰＳを並列に追加することによって大きな負荷変動が発生するので、自家発電機の出力電圧の変動が大きくなる。そのため、ＵＰＳの並列台数が多いときは、ＵＰＳの台数を増やすごとに自家発電機の出力電圧が過度的に大きく低下して停電検出をしてしまうため、自家発電機の安定運転を継続させることができなくなってしまう。なお、ここで言う停電検出とは、商用電源の停電検出ではなく、自家発電機側の出力電圧の停電検出である。

また、ＵＰＳの並列台数を増やすことによって、自家発電機の出力周波数が変動してしまう。一般的に、自家発電機の周波数変動は、瞬時の負荷変動分を自家発電機の慣性モーメントで吸収することができるか否かによって定められる。特に、汎用されているマイクロガスタービンなどは、この慣性モーメントが小さいので、大きな周波数変動が過度的に発生してしまう。

このようにして自家発電機に周波数変動が起こると、ＵＰＳ内部のＡＣ／ＤＣコンバータによる電圧位相の検出遅れによってｄ軸電流Icdとｑ軸電流Icqの分離が過渡的に真値とずれる。その結果、ＡＣ／ＤＣコンバータの出力側の直流電圧が変動する。直流定電圧制御系（ＤＣＡＶＲ）はこの直流電圧変動を抑えるように、自家発電機から吸収する有効電力を調整する動作をする（有効電力にゆらぎが生じる）。また、自家発電機の慣性モーメントが小さいために周波数変動のゆらぎがそのまま継続されて、ＡＣ／ＤＣコンバータの出力側における直流電圧の変動（つまり、電圧リップル）が長時間（例えば、数十秒間）に亘って続くこともある。

本発明は、以上のような問題点に鑑みてなされたものであり、無停電電源装置の並列運転台数を増減したとき、電力変換器が変換した直流電圧を安定化させることができる無停電電源システムを提供することを課題とする。

上記の目的を達成するために、本発明は、自家発電機を入力電源に含め、この入力電源の交流電圧を直流電圧に変換する電力変換器を備えた無停電電源装置が複数並列に接続されて構成された無停電電源システムにおいて、前記無停電電源装置は、前記自家発電機の出力電圧の有効軸成分の周波数スペクトラムを演算し、ピークが系統周波数から変動している変動周波数を特定する変動周波数検出手段と、前記直流電圧の振幅信号から前記変動周波数の周波数成分を除去した除去信号を生成する特定周波数遮断手段と、前記特定周波数遮断手段が生成した前記除去信号に基づいて前記直流電圧を定電圧制御する直流定電圧制御手段とを備えることを特徴とする。なお、変動周波数検出手段によって演算された変動周波数は、自家発電機の慣性モーメントに起因して発生する機械振動周波数となっている。

本発明によれば、無停電電源装置の並列運転台数を増減したとき、電力変換器が自家発電機から吸収する有効電力の変動を抑えて、自家発電機の出力周波数を安定化させることができる。

《発明の概要》
以下、図面を参照しながら、本発明を実施するための最良の形態（以下「実施形態」という）に係る無停電電源システムについて好適な例をあげて説明するが、理解を容易にするために、まず、無停電電源システムの概要について説明する。

実施形態である無停電電源システムは、自家発電機を入力電源として複数のＵＰＳを並列冗長によって運転するとき、ＵＰＳの並列運転台数を増減させていったときの自家発電機の出力電力（以下、消費電力という）の変動によって生じる回転速度変動（つまり、周波数変動）が、主に自家発電機の慣性モーメントに起因することに着目している。そして、その慣性モーメントによって生じる周波数変動によって発生したＡＣ／ＤＣコンバータの直流出力電圧の固有振動成分（つまり、リップル成分）を検出しないように定電圧フィードバック系の制御応答ゲインを低下させる。あるいは、慣性モーメントによって生じる周波数変動によって発生したＡＣ／ＤＣコンバータの直流出力電圧の固有振動成分（リップル成分）を埋め合わせるようにバッテリに対してリップル補充電流を供給する。これによって、ＵＰＳの並列台数を増減したときに自家発電機に回転速度変動（周波数変動）が生じても、直流出力電圧のリップル成分が増幅されることはないので、停電検出することはなくなり無停電電源システムを安定して継続運転させることができる。

以下、図面を参照しながら、本発明に係る無停電電源システムの幾つかの実施形態について詳細に説明する。なお、以下の説明では、複数のＵＰＳを並列接続して１系統の無停電電源システムを構成しているため、複数のＵＰＳが並列冗長された全体の構成を無停電電源システムと表現し、個々の無停電電源装置の構成をＵＰＳと表現することにする。

《第１の実施形態》
まず、本実施形態に係る無停電電源システムの全体の系統について説明する。図１は、本実施形態に係る無停電電源システムの全体系統図である。図１に示すように、無停電電源システム１は、パワースイッチ２を介して商用電源３及び自家発電機４の何れか一方の入力電源系統に接続され、さらに、無停電電源システム１は負荷５を接続している。また、ＵＰＳ１−１、１−２、１−３、…、１−ｎはバックアップ電源となるバッテリ６−１，６−２，６−３，…，６−ｎを備えている。このような構成において、無停電電源システム１は、商用電源３又は自家発電機４を入力電源としてバッテリ６−１，６−２，６−３，…，６−ｎを充電しながら負荷５に電力を供給している。

無停電電源システム１は、複数のＵＰＳ１−１，１−２，１−３，…，１−ｎが並列冗長で接続された構成になっているので、負荷５へ最大電力を供給できるＵＰＳの最少台数より少なくとも１台多い台数によって並列構成されている。例えば、負荷５の最大容量が４００ｋＶＡで、各ＵＰＳの定格容量が２００ｋＶＡのときは、少なくとも３台のＵＰＳ１−１，１−２，１−３が並列接続されていて、各ＵＰＳ１−１，１−２，１−３はそれぞれ１３３ｋＶＡずつの電力を分担するようになっている。これによって、例えば、１台のＵＰＳ１−１が故障しても、残りのＵＰＳ１−２，１−３がそれぞれ２００ｋＶＡずつの電力を分担して安定運転を継続させることができる。

また、商用電源３があるときは、パワースイッチ２は商用電源３の系統に接続されて無停電電源システム１に電力を供給しているが、商用電源３が停電になると、パワースイッチ２は自家発電機４の系統に接続され、自家発電機４が起動して電圧が立ち上がった時点から自家発電機４から無停電電源システム１へ電力を供給する。自家発電機４は、起動から安定回転速度に到達するまでの立ち上がり時間を短くするために、慣性モーメントの小さいマイクロガスタービンなどが用いられている。なお、無停電電源システム１は、商用電源３が停電してから自家発電機４の電圧が安定化するまでの時間は、バッテリ６−１，６−２，６−３，…，６−ｎのみを電源として負荷５に電力を供給している。

図２は、図１に示す無停電電源システム１を構成する１台のＵＰＳの内部構成を示すブロック図である。ＵＰＳ１−１は、定電圧・定電流制御を行うＡＣ／ＤＣコンバータ１１と、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１又はバッテリ６−１から供給された直流電力を例えばＰＷＭ制御などによって交流電力に変換するインバータ１２と、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１から出力された直流電圧を所望の充電電圧に変換してバッテリ６へ充電電流を供給するチョッパ回路１４とを備えた構成となっている。また、他のＵＰＳ１−２，１−３，…，１−ｎについても同じ構成で同じ容量になっている。なお、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１、インバータ１２、及びチョッパ回路１４は、それぞれ、公知の回路によって構成することができるのでそれらの説明は省略する。

図１及び図２に示すような構成の無停電電源システム１において、商用電源３が停電になるとパワースイッチ２が直ちに自家発電機４側の系統に切り替わり、自家発電機４から無停電電源システム１へ交流電力を供給する。無停電電源システム１は、Ｎ台のＵＰＳ１−１，１−２，１−３，…，１−ｎによって並列冗長運転を行い、コンピュータなどの負荷５へ所望の電力を供給している。

無停電電源システム１の内部の動作について説明すると、例えば、ＵＰＳ１−１においては、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１が自家発電機４から交流電力を受電して定電圧・定電流の直流電力に変換してこの直流電力をインバータ１２へ供給する。また、チョッパ回路１４は、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１から入力された直流電圧を所望の充電電圧に変換してバッテリ６への充電を行う。インバータ１２は、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１及びバッテリ６からの直流電圧を用いてＰＷＭ制御を行って交流電圧に変換する。これによって、無停電電源システム１は、商用電源３の停電の有無に関わらず負荷５へ安定した電力を供給することができる。他のＵＰＳ１−２，１−３，…，１−ｎについてもＵＰＳ１−１と同様の動作を行う。

ここで、停電時において、無停電電源システム１が自家発電機４から交流電力を受電して動作を行っているとき、ＵＰＳの並列台数を増減させて行く過程において負荷変動によって自家発電機４の出力の交流電力が不安定にならないようにする対策について説明する。なお、以下の説明ではＵＰＳの並列台数を増加させて行く場合について説明する。

図３は、図１及び図２の構成における自家発電機４と、ＵＰＳ１−１内のＡＣ／ＤＣコンバータ１１及びチョッパ回路１４の制御系とに係る第１の実施形態のシステム構成図である。なお、図３におけるＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系とチョッパ回路１４の制御系とは、両者に共通する要素と個別の要素とが混在しているので、それぞれの制御系は区分けして示されていない。

図３において、自家発電機４の制御系は、回転角速度ωｅを検出しながら所望の周波数ｆｇに相当するωｅに調整するガバナ制御を行う速度ガバナ２１と、速度ガバナ２１によるガバナ制御によって供給馬力Ｐｍを出力するエンジン２２と、エンジンと発電機の合計値であり回転角速度ωｅの変化率を支配する慣性モーメント２３と、系統電圧Ｖｇを検出して界磁電流Ｉｆを調整して所望の系統電圧Ｖｇを定電圧制御するＡＣＡＶＲ２４と、界磁電流Ｉｆと回転角速度ωｅによって内部誘起電圧が決まる発電機２５、によって構成されている。このような自家発電機４の制御系によって負荷側が要求する消費電力Ｐｅが自家発電機４から出力される。

一方、ＵＰＳ１−１内のＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系は、自家発電機４の系統電圧Ｖｇを検出してその系統位相θｇを求める電圧検出部２６と、ｄｑ変換（３相２軸変換）を行うために、フィルタＦを通過した消費電力Ｐｅの三相電流Ｉｃを検出して自家発電機４の回転角度（つまり、系統位相θｇ）に基づいてｄ軸電流（無効軸電流）Ｉｃｄとｑ軸電流（有効軸電流）Ｉｃｑを検出する電流検出部２７と、自家発電機４から供給された系統電圧Ｖｇより定電圧の直流電圧Ｅｄｃを生成してインバータ１２へ供給するＡＣ／ＤＣ変換部２８と、ＡＣ／ＤＣ変換部２８から出力された直流電圧Ｅｄｃ（後記するＢＥＦ特性部３５を介して入力される）が目標電圧３５０Ｖになるように定電圧制御するＤＣＡＶＲ（直流定電圧制御手段）３０と、電流検出部２７から出力されたｄ軸電流Ｉｃｄ及びｑ軸電流Ｉｃｑとｄ軸指令電流Ｉｃｄ^＊及びｑ軸指令電流Ｉｃｑ^＊の差分をそれぞれ入力して、ｄ軸指令電圧Ｖｃｄ^＊及びｑ軸指令電圧Ｖｃｑ^＊を生成するｄ軸ＡＣＲ３１及びｑ軸ＡＣＲ３２と、ｄ軸指令電圧（無効軸指令電圧）Ｖｃｄ^＊とｑ軸指令電圧Ｖｃｑ^＊に基づいて軸座標を三相にｄｑ逆変換して、ＡＣ／ＤＣ変換部２８に出力する軸座標変換ＰＷＭ部３３とを備えている。

さらに、本実施形態のＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系では、電圧検出部２６が求めた系統位相θｇに基づいて、自家発電機４の慣性モーメント２３に起因する変動周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）を検出する変動周波数検出部（変動周波数検出手段）３４と、ＡＣ／ＤＣ変換部２８から出力された直流電圧Ｅｄｃから変動周波数検出部３４が検出した検出周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓに相当する）成分を除去してＤＣＡＶＲ３０へフィードバックするためのＢＥＦ（Band Elimination Filter：帯域遮断フィルタ）特性部（特定周波数遮断手段）３５とが付加されている。

また、ＵＰＳ１−１内のチョッパ回路１４の制御系は、バッテリ６への充電電流が一定の目標電流（例えば３３Ａ）になるように定電流制御を行うＤＣＡＣＲ（充電電流制御手段）３６と、ＤＣＡＣＲ３６による定電流制御によってバッテリ６への定電流充電を行うＤＣ／ＤＣ変換部３７とを備えた構成となっている。ＡＣ／ＤＣコンバータ１１は系統電圧Ｖｇが正常範囲にある限り、インバータ１２へ電力を供給していても、同時にチョッパ回路１４を動作させて、バッテリ６の容量を常に一定容量に保持するために補充充電を行っている。

次に、図３に示す制御系の動作について説明するが、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１による定電圧制御及びチョッパ回路１４によるバッテリ６への定電流制御の動作については周知の技術であるので概略的に説明し、本実施形態に係るＵＰＳの並列接続数の増減によって生じる直流電圧Ｅｄｃのリップル成分を補償する制御方法について詳細に説明する。

エンジン発電機２２は、速度ガバナ２１が検出した回転角速度ωｅによるガバナ制御によって供給馬力を調整して所望の周波数ｆｇの供給電力Ｐｍを出力する。このとき、ＡＣＡＶＲ２４が、系統電圧Ｖｇを検出して界磁電流Ｉｆを制御することによって周波数ｆｇの系統電圧Ｖｇを交流定電圧に制御している。これによって、自家発電機４から負荷が要求する消費電力Ｐｅを出力することができる。

また、ＵＰＳ１−１内のＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系においては、電圧検出部２６が、自家発電機４から供給された消費電力Ｐｅの系統電圧Ｖｇを検出して系統位相θｇを求めているが、ここで、電圧検出部２６による系統位相θｇの求め方について詳細に説明する。

図４は、図３における電圧検出部２６の内部制御ブロック図である。図４の内部制御ブロック図は電圧位相検出を行うＰＬＬ（Phase Locked Loop）の制御系統として描かれている。電圧検出部２６に入力される系統電圧Ｖｇは、自家発電機４の出力側におけるＵＶ線間電圧の交流電圧である。この交流電圧（つまり、系統電圧Ｖｇ）は、電圧軸変換部２６ａによって系統位相θｇで無効軸電圧Ｖｃｄと有効軸電圧Ｖｃｑに分離される。なお、無効軸電圧Ｖｃｄ及び有効軸電圧Ｖｃｑはそれぞれ次の式で与えられる。
Ｖｃｄ＝Ｖｇ・ｓｉｎθｇ
Ｖｃｑ＝Ｖｇ・ｃｏｓθｇ

ここで、系統位相θｇが系統電圧Ｖｇに同期しているかぎり、有効軸電圧Ｖｃｑはゼロになるはずである。また、有効軸電圧Ｖｃｑがゼロでないときは系統位相θｇが系統電圧Ｖｇに同期していないことを意味している。そこで、有効軸電圧Ｖｃｑを比例積分制御部２６ｂに入力し、さらに変化率制限部２６ｃを通して角速度補正量Δωを生成させる。そして、角速度補正量Δωに対して固定角速度（ω０＝２π×５０Ｈｚ）を加算した値を現在の角速度ω（すなわち、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力周波数信号ｆｃ）として、さらに、現在の角速度ωを積分器（１／ｓ）２６ｄで積分すると現在の系統における系統位相θｇとして出力される。

再び図３に戻って、ＵＰＳ１−１内のＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系においては、電流検出部２７が、ＡＣ／ＤＣ変換部２８に入力される三相の電流Ｉｃを、電圧検出部２６から入力された系統位相θｇに基づいて、ｄ軸電流Ｉｃｄとｑ軸電流Ｉｃｑとにｄｑ変換する。さらに、ＤＣＡＶＲ３０が、ＡＣ／ＤＣ変換部２８から出力された直流電圧Ｅｄｃ（ＢＥＦ特性部３５を介して入力される）と目標電圧３５０Ｖとの差分からｑ軸指令電流Ｉｃｑ^＊を生成する。

そして、ｑ軸ＡＣＲ３２が、ｑ軸指令電流Ｉｃｑ^＊と電流検出部２７が検出したｑ軸電流Ｉｃｑとの差分がゼロになるようなｑ軸指令電圧Ｖｃｑ^＊をＰＩ制御で生成して、軸座標変換ＰＷＭ部３３ヘ送信する。

一方、ｄ軸ＡＣＲ３１は、電流検出部２７が検出したｄ軸電流Ｉｃｄがゼロになるように、つまり、ｄ軸電流Ｉｃｄがｄ軸指令電流Ｉｃｄ^＊の値（つまり、ゼロ）になるように、ｄ軸指令電圧Ｖｃｄ^＊をＰＩ制御で生成して軸座標変換ＰＷＭ部３３ヘ送信する。

そして、軸座標変換ＰＷＭ部３３において、有効軸指令電圧（ｑ軸指令電圧Ｖｃｑ^＊）と無効軸指令電圧（ｄ軸指令電圧Ｖｃｄ^＊）とに基づいて、ｄｑ逆変換（２軸３相変換）された後に変調波が作られＰＷＭ信号が生成される。この一連の動作によりＡＣ／ＤＣ変換部２８から出力される直流電圧Ｅｄｃは定電圧に制御される。したがって、ＡＣ／ＤＣ変換部２８から３５０Ｖに定電圧化された直流電圧Ｅｄｃがインバータ１２、ＤＣ／ＤＣ変換部３７に供給される。

ここで、先に説明した図４における電圧検出部２６の内部制御ブロックの回路は、全体として一次遅れの特性を持つことになる。すなわち、自家発電機４から出力される系統電圧Ｖｇを、Ｖｇ＝Ｖａｍｐ・ｃｏｓθｒとすると、検出される系統位相θｇは、θｇ＝
θｒ・１／（１＋Ｔ・ｓ）である。図４の例ではＰＬＬで説明しているが、ＤＦＴなど他の制御方法であっても、検出される系統電圧Ｖｇが真の系統位相θｒに対して遅れを生じる事実は変わらない。なお、真の系統位相θｒの変化がゆっくりのときは、検出される系統位相θｇと真の系統位相θｒは同じとみなせる。

しかし、自家発電機４における発電機とエンジンの合成慣性モーメント（つまり、図３における慣性モーメント２３）が小さい場合には、系統電圧Ｖｇの位相変化が速いため、検出された系統位相θｇは真の系統位相θｒと乖離する。この影響は、図３に示す電流検出部２７における無効軸電流（ｄ軸電流）Ｉｃｄと有効軸電流（ｑ軸電流）Ｉｃｑの電流検出で顕著に現われる。

すなわち、無効軸電流（ｄ軸電流）Ｉｃｄ及び有効軸電流（ｑ軸電流）Ｉｃｑは、
Ｉｃｄ＝Ｉｃ・ｓｉｎθｇ
Ｉｃｑ＝Ｉｃ・ｃｏｓθｇ
で表わされるが、検出された系統位相θｇと真の系統位相θｒに乖離があると、無効軸電流Ｉｃｄと有効軸電流Ｉｃｑとが真の値に分離されないことになる。

以上の因果関係を図で示してみる。図５は、図３の制御系において自家発電機の慣性モーメントが小さいことに起因する消費電力Ｐｅの変動の因果関係を示す図である。すなわち、図５に示すように、自家発電機の慣性モーメントが小さいと（ステップＳ１）、自家発電機の出力の周波数ｆｇが変動して（ステップＳ２）、真の系統位相θｒが変動する（ステップＳ３）。これによって、検出された系統位相θｇに遅れが生じ（ステップＳ４）、その結果、無効軸電流Ｉｃｄと有効軸電流Ｉｃｑとが真の値に分離されないために、電流検出部２７が誤認識をして無効軸電流Ｉｃｄと有効軸電流Ｉｃｑの分配ずれが生じる（ステップＳ５）。これによって消費電力Ｐｅが変動してしまう（ステップＳ６）。一方、周波数ｆｇの変動を抑えるため、速度ガバナ２１の指令が変化して（ステップＳ７）、エンジン２２の供給馬力Ｐｍが変化する（ステップＳ８）。消費電力Ｐｅの変化速度に比べて供給馬力Ｐｍの変化速度の方が遅いため、供給馬力Ｐｍと消費電力Ｐｅとの差が変動し、この変動が自家発電機の慣性モーメント小により周波数ｆｇの変化にフィードバックされるため、いつまでも消費電力Ｐｅの変動が続く状態になる。

また、図３のような制御系において、ＵＰＳの並列台数を増やして行くと、各ＵＰＳの変換効率に相当する電力分が増加するので、自家発電機４の出力電力（つまり、消費電力Ｐｅ）が増加する。また、ＵＰＳの並列台数を増やしていくと、系統位相θｇ変動に基づくＡＣ／ＤＣコンバータ１１の消費電力Ｐｅの変動の影響（加振力）も増していく。これによって、自家発電機４は負荷変動によって一時的に回転速度が変動し、その結果、自家発電機４から出力される系統電圧Ｖｇの出力の周波数ｆｇが変動する。一般的に、自家発電機４の周波数振動の振動周波数は、自家発電機４の慣性モーメント２３と、電圧検出部２６の検出遅れと、ＤＣＡＶＲ３０の応答速度によって決定される。一般的に、自家発電機４の周波数変動の振幅は、瞬時の負荷変動の大きさで決定される。

例えば、自家発電機４としてマイクロガスタービンを使用すると、その慣性モーメントが小さいことに加えて、ＵＰＳの並列台数が多くなると各ＵＰＳの変換効率が低下してその変換効率に相当する電力分が増加してトータルの消費電力Ｐｅも増加し、かつ加振力も増加するので、ＵＰＳの並列台数を増やして行く過程で自家発電機４の回転速度に変動が生じて系統電圧Ｖｇの周波数変動が発生する。その結果、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃに固有振動成分（リップル成分）が発生して直流電圧Ｅｄｃが不安定となる。もちろん、ＵＰＳの並列台数を減らして行く過程においても同様の現象が発生する。このようなＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃが不安定になる現象はＵＰＳの並列台数が増えるにしたがって顕著に表われる。

図６は、無停電電源システムにおいてＵＰＳの並列台数を増加させたときの自家発電機の各部特性を示す特性図である。すなわち、図６は、横軸に時間をとったときの自家発電機の供給電力Ｐｍ、消費電力Ｐｅ、及び周波数ｆｇの各特性を表わしている。

例えば、時刻ｔ０以降においてＵＰＳを３台並列にして運転しているときは供給電力Ｐｍ、消費電力Ｐｅ、及び出力周波数ｆｇ共に安定しているが、時刻ｔ１においてＵＰＳの並列台数を３台から４台に追加したとき、４台目のＵＰＳの変換効率に相当する電力分が負荷に加算されるために消費電力Ｐｅが変動する。これによって、自家発電機４の慣性モーメント２３に起因して回転速度が変動するので、時刻ｔ１以降において、自家発電機４の出力の周波数ｆｇが変動する。

このような周波数ｆｇの変動状態は、ＵＰＳの並列台数が少ないときはＵＰＳを１台追加したときの過渡時のみに発生してすぐに安定した出力周波数ｆｇに落ち着く。ところが、ＵＰＳの並列台数が例えば３台より多いときは、ＵＰＳを１台追加したときに発生した周波数ｆｇの変動は、図６に示すように時刻ｔ１以降の長い時間に亘って継続される。これは、自家発電機４の慣性モーメント２３と、電圧検出部２６の検出遅れと、ＤＣＡＶＲ３０の応答速度に起因して生じる現象である。

このようにして自家発電機４の出力の周波数ｆｇが変動することにより、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系が乱調を起こし、その結果、直流電圧Ｅｄｃに固有振動成分（リップル成分）が発生する。

図７は、無停電電源システムにおいてＵＰＳの並列台数を増減させたときの直流電圧Ｅｄｃのリップル成分を示す波形図である。すなわち、前述の図６に示すように、時刻ｔ１でＵＰＳの並列台数を追加したときに自家発電機４の周波数ｆｇが変動すると、その周波数ｆｇを安定状態に戻そうとする自家発電機４側の制御系の応答と、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系の応答との時間ずれによるビート現象が発生する。これによって、図７に示すように、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃ（例えば、３５０Ｖ）にはビート現象による周波数（ビート周波数）に相当するリップル成分（例えば１３Ｈｚ）が重畳される。

このようなリップル成分のビート周波数は自家発電機４の機械振動周波数ｆｓｓであって、自家発電機４の系統電圧Ｖｇの周波数ｆｇ（例えば、５０Ｈｚ）よりかなり低い周波数（例えば、１３Ｈｚ程度）である。すなわち、ＵＰＳの並列台数を例えば３台から４台に追加したときに、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃには１３Ｈｚ程度の低い周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）のリップル成分が重畳されるので、図７に示すようにＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃが不安定になる。さらに、ＵＰＳの並列台数が多くなればなるほど、機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分のＰ−Ｐ（Peak to Peak）値も大きくなる。

図８乃至図１２は自家発電機の慣性モーメントに起因して発生した制御系における各部の実測周波数スペクトラムであり、それぞれ、横軸に周波数を示し、縦軸に電圧レベル（又は信号レベル）を示している。図８は、図３のａ点における系統電圧Ｖｇの周波数スペクトラムであり、系統電圧Ｖｇとしては５０Ｈｚの近傍に電圧のピークが表われているので、系統電圧Ｖｇは高調波成分の少ない５０Ｈｚの正弦波であることを示している。しかし、５０Ｈｚ付近である幅を有しており、周波数変動が起きていることが判る。

図９は、図４におけるｂ点の有効軸電圧（ｑ軸電圧）Ｖｃｑの周波数スペクトラムであり、１３Ｈｚの付近に自家発電機の慣性モーメントに起因するピーク電圧が表われている。また、図１０は、図４におけるｃ点の出力周波数信号ｆｃの周波数スペクトラムであり、１３Ｈｚの付近に自家発電機の慣性モーメントに起因して発生した出力周波数ｆｃ（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）のピークレベルが表われている。さらに、図１１は、図３におけるｄ点のＤＣＡＶＲ３０の出力信号の周波数スペクトラムであり、１３Ｈｚの付近に増幅された大きな信号レベルが表われている。また、図１２は、図３におけるｅ点の直流電圧Ｅｄｃの周波数スペクトラムであり、１３Ｈｚ付近の電圧が低減している。

そこで、本実施形態では、変動周波数検出部３４が、電圧検出部２６の求めた系統位相θｇや系統電圧Ｖｇに基づいて、自家発電機４の出力電圧の有効軸成分の周波数スペクトラムを演算し、ピークが系統周波数から変動している変動周波数を特定する。これにより、変動周波数検出部３４は、自家発電機４の機械振動周波数ｆｓｓに起因する変動周波数の検出を行う。この機械振動周波数ｆｓｓは、自家発電機４の慣性モーメント２３が小さいほど高い周波数となる。

例えば、マイクロガスタービンの自家発電機４の定格容量が７５０ｋＶＡで、１台当りの定格容量が２００ｋＶＡのＵＰＳを５台並列運転して４００ｋＶＡの負荷に電力を供給しているとき、さらに１台のＵＰＳを追加して６台の並列運転にすると、ＵＰＳの変換効率に相当する電力が加算されたことによって自家発電機４の消費電力Ｐｅが増加し、このときに生じる負荷変動によって１３Ｈｚ程度の機械振動周波数ｆｓｓが発生する。そして、この機械振動周波数ｆｓｓが、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力の直流電圧Ｅｄｃに重畳するリップル成分となる。ＤＣＡＶＲ３０はこのリップル成分を抑えるように動作し、ｑ軸電流指令Icq^＊に１３Ｈｚ程度の機械振動周波数ｆｓｓが重畳する。ｑ軸電流指令Ｉcq^＊の振動はすなわちＡＣ／ＤＣコンバータ１１の消費電力Ｐｅの振動となる。

したがって、本実施形態では、図３において、ＢＥＦ特性部３５が、ＡＣ／ＤＣ変換部２８から出力された直流電圧Ｅｄｃから変動周波数検出部３４の検出した変動周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）を除去してＤＣＡＶＲ３０へフィードバックしている。

図１３は、図３のＢＥＦ特性部３５におけるフィルタの周波数特性図であり、横軸に周波数を示し縦軸に信号減衰率（ＡＴＴ）を示している。なお、縦軸の下に向かうにしたがって信号減衰率は大きくなることを示している。図１３に示すように、帯域周波数が１３Ｈｚ付近においてＢＥＦ特性部３５の信号減衰率が急激に大きくなっているので、１３Ｈｚ付近の信号は、ＢＥＦ特性部３５でカットオフされてＤＣＡＶＲ３０へはフィードバックされない。

したがって、図３の破線に示すように、変動周波数検出部３４が自家発電機４の機械振動周波数ｆｓｓを検出して、この検出値をＢＥＦ特性部３５に入力する。これにより、ＢＥＦ特性部３５は、機械振動周波数ｆｓｓ（例えば、１３Ｈｚ）が最も信号減衰率の大きいカットオフ周波数になるように設定される。これによって、図７に示すように、ＡＣ／ＤＣ変換部２８の出力の直流電圧Ｅｄｃに機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分が含まれていても、この機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分はＢＥＦ特性部３５を通過しないので、ＤＣＡＶＲ３０には直流電圧Ｅｄｃのみがフィードバックされることになる。

このようにして、自家発電機４の慣性モーメント２３に起因する固有振動成分（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）に対する制御応答のゲインを下げることによって、言い換えれば、直流電圧Ｅｄｃに含まれる機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を検出しないようにすることによって、ＤＣＡＶＲ３０は、直流電圧Ｅｄｃのリップル成分のない検出値のみで定電圧制御を行い、機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分については全く応答制御を行わない。

その結果、図３に示すＡＣ／ＤＣ変換部２８の出力の直流電圧Ｅｄｃにはリップル成分が残っているものの、ＤＣＡＶＲ３０は、機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を考慮しないで定電圧制御を行うため、自家発電機４の振動がさらに増大することを回避することができる。これによって、ＵＰＳの並列台数を追加又は減少させたことによる負荷変動によって生じた機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分は、負荷変動後の早い時間内（例えば、負荷変動後の数秒以内）でおさまり、その後は、ＡＣ／ＤＣ変換部２８の出力電圧はリップル成分のない安定した直流電圧Ｅｄｃとなる。

なお、ＤＣＡＶＲ３０の制御応答ゲインを下げることによって通常のフィードバック制御系の応答速度が低下するため、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の出力側にあるインバータ１２の入力電圧変動率が大きくなることが予想される。しかし、インバータ１２の入力側に大容量の電界コンデンサを挿入すれば、インバータ１２の入力電圧変動率を小さく抑えることができる。

以上説明したように、第１の実施形態の無停電電源システムによれば、慣性モーメント２３の小さいＧＴＧなどの自家発電機を入力電源としたとき、ＵＰＳの並列台数を増減させたときに生じる自家発電機の慣性モーメントに起因する機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分がＡＣ／ＤＣコンバータの直流電圧に重畳されても、ＡＣ／ＤＣコンバータの制御系は機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分をフィードバックしないようにしている。これによって、ＡＣ／ＤＣコンバータのＤＣＡＶＲ３０は機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分に対して制御応答を行わない。

したがって、ＵＰＳの並列台数が多いときに、さらにＵＰＳの並列台数を増減させても機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を増大させることがないので、自家発電機が停電検出を行うことなく安定した運転状態を継続することができる。また、ＤＣＡＶＲ３０が機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を除いた真の直流電圧Ｅｄｃのみをフィードバック信号として定電圧制御を行っているので、ＵＰＳの並列台数増減による負荷変動の過度状態が経過すれば、比較的速い時間内でリップル成分の除去された直流電圧Ｅｄｃに落ち着いて行く。

本実施形態の無停電電源システム１によれば、自家発電機４の慣性モーメント２３に起因して発生する機械振動周波数のリップル電圧を除去して出力側の直流電圧を定電圧制御している。そのため、複数のＵＰＳ１−１，１−２，・・・，１−ｎが並列冗長の構成で運転しているとき、１台以上のＵＰＳが追加並列接続又は並列解除されたときに、自家発電機４側の負荷変動によって慣性モーメント２３に起因する機械振動が発生しても、機械振動周波数ｆｓｓのリップル電圧を除去して定電圧制御を行うことができる。したがって、自家発電機４に負荷変動に伴う過度的な機械振動が発生しても、その機械振動を増大させることがないので、結果的に、直流電圧Ｅｄｃに重畳する機械振動周波数ｆｓｓのリップル電圧を低く抑えることができるので、無停電電源システム１の安定運転を継続させることが可能となる。

《第２の実施形態》
図１４は、図１及び図２の構成における自家発電機４とＵＰＳ１−１内のＡＣ／ＤＣコンバータ１１及びチョッパ回路１４の制御系に係る第２の実施形態のシステム構成図である。図１４に示す第２の実施形態のシステム構成図が図３に示す第１の実施形態と異なるところは、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系においてＢＥＦ特性部３５を取り除き、ＵＰＳ１−１内のチョッパ回路１４の制御系に機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を除くための対策を施した点である。つまり、第１の実施形態では、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系のＤＣＡＶＲ３０が機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を無視して定電圧制御を行ったのに対し、第２の実施形態では、チョッパ回路１４の制御系が定常的な充電電流に対して機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分を補充充電している。

図１４におけるＵＰＳ１−１内のチョッパ回路１４の制御系の基本構成は、図３と同様に、バッテリ６への充電電流が一定の目標電流になるように定電流制御を行うＤＣＡＣＲ（充電電流制御手段）３６と、ＤＣＡＣＲ３６による定電流制御によってバッテリ６へ定電流充電を行うＤＣ／ＤＣ変換部３７とを備えている。

さらに、第２の実施形態では、電圧検出部２６が求めた系統位相θｇに基づいて自家発電機４の機械振動周波数ｆｓｓに起因する変動周波数を検出する変動周波数検出部（変動周波数検出手段）３４に加えて、ＤＣＡＶＲ３０が出力したｑ軸電流指令Ｉｃｑ^＊から変動周波数検出部３４が検出した変動周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）のみを抽出するＢＰＦ（Band Pass Filter）特性部（特定周波数通過手段）３８と、ＢＰＦ特性部３８から出力された変動周波数（機械振動周波数ｆｓｓ）のリップル成分が目標値のゼロになるように電圧制御を行う充電用ＤＣＡＶＲ（リップル電圧制御手段）３９が付加されている。

図１５は、図１４のＢＰＦ特性部３８におけるフィルタの周波数特性図であり、横軸に周波数を示し縦軸に信号減衰率（ＡＴＴ）を示している。なお、縦軸の下に向かうにしたがって信号減衰率は大きくなることを示している。図１５に示すように、帯域周波数が１３Ｈｚ付近においてＢＰＦ特性部３８の信号減衰率が急激に小さくなっているので、１３Ｈｚ付近の信号のみＢＰＦ特性部３８を通過させることができる。

図１４のようなチョッパ回路１４の制御系の構成において、変動周波数検出部３４が、電圧検出部２６の算出した系統位相θｇに基づいて特定された自家発電機４の機械振動周波数ｆｓｓに起因する変動周波数を検出して、この変動周波数（つまり、機械振動周波数ｆｓｓ）をＢＰＦ特性部３８へ送信する。すると、ＢＰＦ特性部３８は、ＤＣＡＶＲ３０の出力Ｉｃｑ^＊から機械振動周波数ｆｓｓをのみを抽出する。これによって、充電用ＤＣＡＶＲ３９は、機械振動周波数ｆｓｓをフィードバック信号として、直流電圧Ｅｄｃのリップル成分が目標値のゼロになるような充電電流補充信号を生成する。

したがって、ＤＣＡＣＲ３６は、バッテリ６への充電電流が一定の目標電流になるように定電流制御を行うとき、充電用ＤＣＡＶＲ３９から機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分がゼロになるような充電電流補充信号を入力して定電流制御を行う。これによって、ＤＣ／ＤＣ変換部３７は、機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分に相当する微小な充電電流を補充しながらバッテリ６に対して定電流充電を行うことができる。したがって、ＤＣ／ＤＣ変換部３７が充電動作を行っている限りは、直流電圧Ｅｄｃは機械振動周波数ｆｓｓのリップル成分が含まれない平坦な直流電圧となる。これによって、ＡＣ／ＤＣコンバータ１１の制御系は、機械振動周波数ｆｓｓのリップ成分が含まれない直流電圧Ｅｄｃをフィードバックすることができる。

《第３の実施形態》
第３の実施形態では、図３に示す変動周波数検出部３４が行う変動周波数の検出方法について説明する。すなわち、ＵＰＳの並列台数が変わると、図３に示す制御系の一巡伝達関数が変化するために機械振動周波数ｆｓｓがずれる可能性がある。言い換えると、前述の第１の実施形態及び第２の実施形態においては、機械振動周波数ｆｓｓは、例えば１３Ｈｚの固定であるとしたが、実際には、ＵＰＳの並列台数が変わるために一巡伝達関数が変化することによって機械振動周波数ｆｓｓは１３Ｈｚよりずれることがある。したがって、機械振動周波数ｆｓｓのずれに対応するために変動周波数の自動検索機能を設ける必要があるので、第３の実施形態ではＵＰＳの並列台数の変化に対応した変動周波数の検出方法について述べる。

図１６は、図３に示す変動周波数検出部３４が実現する本発明の第３の実施形態における変動周波数検出機能を示すブロック図である。図１６において、ＢＰＦ４１（第１の帯域通過フィルタ）には、図４に示す電圧検出部２６よりｂ点の有効軸電圧Ｖｃｑ又はｃ点の出力周波数ｆｃが入力されるが、ここでは、ｃ点の出力周波数ｆｃがＢＰＦ４１に入力されるものとして説明する。また、図１７は、図１６における各帯域フィルタの周波数特性図であり、（ａ）はＢＰＦ４１の周波数特性、（ｂ）はＢＰＦ４２の周波数特性、（ｃ）はＢＰＦ４３の周波数特性を示している。

自家発電機４の慣性モーメントと制御系の干渉とによって生じる機械振動周波数ｆｓｓの成分は、商用周波数が５０Ｈｚ系においては、一般的には、０Ｈｚ〜５０Ｈｚの間（つまり０Ｈｚから系統周波数までの間）にピークとして現われる。例えば、前述の図１０に示したｃ点における出力周波数ｆｃのように１３Ｈｚのところでピークが現われる。その他の周波数としては、直流近辺の振動、系統周波数の５０Ｈｚ付近、及び５０Ｈｚの整数倍の周波数においてもピークが現われる。

そのために、まず、自家発電機４の出力周波数ｆｃから０Ｈｚ付近と５０Ｈｚ以上のピークを除去するために、図１７（ａ）のような５Ｈｚ〜４０Ｈｚの帯域通過特性を有するＢＰＦ４１に出力周波数ｆｃを通過させる。つまり、ＢＰＦ４１（第１の帯域通過フィルタ）によって、０Ｈｚ付近の周波数帯域の信号と自家発電機４の出力周波数ｆｃの近傍より高い周波数帯域の信号を除去する。

次に、信号系統を２分岐して、第１の系統では図１７（ｂ）に示すような５Ｈｚ〜設定周波数（最終的に機械振動周波数ｆｓｓに設定される）の帯域通過特性を有するＢＰＦ４２（第２の帯域通過フィルタ）に出力周波数ｆｃを通過させる。つまり、ＢＰＦ４２（第２の帯域通過フィルタ）によって、ＢＰＦ４１（第１の帯域通過フィルタ）を通過した周波数帯域のうち、設定周波数以下の周波数帯域を通過させる。また、第２の系統では図１７（ｃ）に示すような設定周波数〜４０Ｈｚの帯域通過特性を有するＢＰＦ４３（第３の帯域通過フィルタ）に出力周波数ｆｃを通過させる。つまり、ＢＰＦ４３（第３の帯域通過フィルタ）によって、ＢＰＦ４１（第１の帯域通過フィルタ）を通過した周波数帯域のうち、設定周波数以上の周波数帯域を通過させる。

そして、第１の系統のＢＰＦ４２を通過させた周波数帯域の信号（つまり、５Ｈｚ〜設定周波数の信号）を整流器４４で整流してからＬＰＦ４６によって一次遅れを通過させると、その通過区間の成分（つまり、５Ｈｚ〜設定周波数）の信号の実効値Ｘ１が算出される。

また、第２の系統のＢＰＦ４３を通過させた周波数帯域の信号（つまり、設定周波数〜４０Ｈｚの信号）を整流器４５で整流してからＬＰＦ４７によって一次遅れを通過させると、その通過区間の成分（つまり、設定周波数〜４０Ｈｚ）の信号の実効値Ｘ２が算出される。

このようにして、それぞれの領域を通過させるＢＰＦ４２及びＢＰＦ４３を使用して通過させた各周波数帯域の信号について、整流器４４及び整流器４５でそれぞれ整流してからＬＰＦ４６及びＬＰＦ４７でそれぞれ一次遅れを通過させると、各通過区間の成分の信号の実効値Ｘ１及び実効値Ｘ２が算出される。すなわち、ＢＰＦ４２（第２の帯域通過フィルタ）を通過した周波数帯域が５Ｈｚ〜設定周波数の信号については実効値Ｘ１が算出され、ＢＰＦ４３（第３の帯域通過フィルタ）を通過した周波数帯域が設定周波数〜４０Ｈｚの信号については実効値Ｘ２が算出される。

そして、算出された実効値Ｘ１及び実効値Ｘ２は判定部（判定手段）４８に入力され、さらに、範囲制限部４９によって、電源系統が５０Ｈｚ系では１０〜４０Ｈｚに範囲限定してから、以下のような条件判定を行う。すなわち、判定部４８が、実効値Ｘ１と実効値Ｘ２との大小関係によって設定周波数の値を補正するか否かの判定を行う。

（１）実効値Ｘ１及び実効値Ｘ２が周波数の検出感度Ｘｅｎａより小さいときは、（すなわち、Ｘ１，Ｘ２＜Ｘｅｎａ（検出感度）のときは、）設定周波数を補正するための補正機能をＯＦＦにする。言い換えると、Ｘ１，Ｘ２＜Ｘｅｎａのときは慣性モーメントが大きいと判断して設定周波数＝ｆｓｓ０（初期値）とする。例えば、事前に測定された機械振動周波数ｆｓｓを１３Ｈｚの値に固定して、同時に振動抑制機能をもつ要素３５や３９のフィルタ特性を全域通過に変化させる。

（２）前記以外のときは（すなわち、Ｘ１，Ｘ２≧Ｘｅｎａ（検出感度）のときは）、機械振動周波数ｆｓｓの値を補正するための補正機能をＯＮにする。言い換えると、Ｘ１，Ｘ２≧Ｘｅｎａのときは慣性が小さいと判断して、次の３つの内のいずれかの補正を行う。
（ａ）Ｘ１＜Ｘ２のときは設定周波数を増加する。
（ｂ）Ｘ１＞Ｘ２のときは設定周波数を減少する。
（ｃ）Ｘ１＝Ｘ２のときは設定周波数を不変にする。
この補正を逐次繰り返すことにより、設定周波数は機械振動周波数ｆｓｓに到達する。このようにして、ＵＰＳの並列台数の変化に応じて、機械振動周波数ｆｓｓのずれに対応するために変動周波数を自動検索することができる。

本発明の第1の実施形態に係る無停電電源システムの全体系統図である。 無停電電源システムを構成するＵＰＳの内部構成を示すブロック図である。 自家発電機とＵＰＳ内のＡＣ／ＤＣコンバータ及びチョッパ回路の制御系とに係る第１の実施形態のシステム構成図である。 電圧検出部の内部制御ブロック図である。 自家発電機の慣性モーメントが小さいことに起因する消費電力Ｐｅの変動の因果関係を示す図である。 無停電電源システムにおいてＵＰＳの並列台数を増加させたときの自家発電機の各部特性を示す特性図である。 無停電電源システムにおいてＵＰＳの並列台数を増減させたときの直流電圧Ｅｄｃのリップル成分を示す波形図である。 系統電圧Ｖｇの実測周波数スペクトラム例である。 ｑ軸電圧（有効軸電圧）Ｖｃｑの実測周波数スペクトラム例である。 出力周波数ｆｃの実測周波数スペクトラム例である。 ＤＣＡＶＲ３０の出力信号の実測周波数スペクトラム例である。 直流電圧Ｅｄｃの電圧レベルの実測周波数スペクトラム例である。 ＢＥＦ特性部におけるフィルタの周波数特性図である。 自家発電機とＵＰＳ内のＡＣ／ＤＣコンバータ及びチョッパ回路の制御系に係る第２の実施形態のシステム構成図である。 ＢＰＦ特性部におけるフィルタの周波数特性図である。 本発明の第３の実施形態における変動周波数検出機能を示すブロック図である。 （ａ）はＢＰＦ４１の周波数特性、（ｂ）はＢＰＦ４２の周波数特性、（ｃ）はＢＰＦ４３の周波数特性を示す図である。

符号の説明

１ 無停電電源システム
１−１，１−２…１−ｎ２ ＵＰＳ（無停電電源装置）
２ パワースイッチ
３ 商用電源
４ 自家発電機
５，２９ 負荷
６ バッテリ
１１ ＡＣ／ＤＣコンバータ
１２ インバータ
１４ チョッパ回路
２１ 速度ガバナ
２２エンジン発電機
２３ 慣性モーメント
２４ ＡＣＡＶＲ
２６ 電圧検出部
２６ａ 電圧軸変換部
２６ｂ 比例積分制御部
２６ｃ 変化率制限部
２６ｄ 積分器
２７ 電流検出部
２８ ＡＣ／ＤＣ変換部（電力変換器）
３０ ＤＣＡＶＲ（直流定電圧制御手段）
３１ ｄ軸ＡＣＲ
３２ ｑ軸ＡＣＲ
３３ 軸座標変換ＰＷＭ部
３４ 変動周波数検出部（変動周波数検出手段）
３５ ＢＥＦ特性部（特定周波数遮断手段）
３６ ＤＣＡＣＲ
３７ ＤＣ／ＤＣ変換部
３８ ＢＰＦ特性部（特定周波数通過手段）
３９ 充電用ＤＣＡＶＲ
４１，４２，４３ ＢＰＦ
４４，４５ 整流器
４６，４７ ＬＰＦ
４８ 判定部（判定手段）
４９ 範囲制限部

Claims (10)

1. 自家発電機を入力電源に含め、この入力電源の交流電圧を直流電圧に変換する電力変換器を備えた無停電電源装置が複数並列に接続されて構成された無停電電源システムにおいて、
   前記無停電電源装置は、
   前記自家発電機の出力電圧の有効軸成分の周波数スペクトラムを演算し、ピークが系統周波数から変動している変動周波数を特定する変動周波数検出手段と、
   前記直流電圧の振幅信号から前記変動周波数の周波数成分を除去した除去信号を生成する特定周波数遮断手段と、
   前記特定周波数遮断手段が生成した前記除去信号に基づいて前記直流電圧を定電圧制御する直流定電圧制御手段と
   を備えることを特徴とする無停電電源システム。
2. 前記変動周波数は、前記複数の無停電電源装置の並列運転台数の増減による負荷変動によって変化することを特徴とする請求項１に記載の無停電電源システム。
3. 前記特定周波数遮断手段は、前記変動周波数の周波数成分をカットオフさせる帯域遮断フィルタであることを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の無停電電源システム。
4. 前記変動周波数検出手段は、
   ０Ｈｚ付近の周波数帯域と前記自家発電機の出力周波数近傍より高い周波数帯域を除去する第１の帯域通過フィルタと、
   前記第１の帯域通過フィルタを通過した周波数帯域のうち、設定周波数以下の周波数帯域を通過させる第２の帯域通過フィルタと、
   前記第１の帯域通過フィルタを通過した周波数帯域のうち、前記設定周波数以上の周波数帯域を通過させる第３の帯域通過フィルタと、
   前記第２の帯域通過フィルタを通過した周波数帯域の信号の実効値Ｘ１と、前記第３の帯域通過フィルタを通過した周波数帯域の信号の実効値Ｘ２との双方が所定値よりも小さいときは前記設定周波数の値を補正せず、これ以外のときに前記設定周波数の値を補正するように判定する判定手段と
   を備えることを特徴とする請求項２又は請求項３に記載の無停電電源システム。
5. 前記判定手段は、
   Ｘ１＜Ｘ２のときは前記設定周波数の値を増加し、
   Ｘ１＞Ｘ２のときは前記設定周波数の値を減少し、
   Ｘ１＝Ｘ２のときは前記設定周波数の値を不変にする
   ことを特徴とする請求項４に記載の無停電電源システム。
6. 周波数の検出感度をＸｅｎａとしたとき、
   前記判定手段は、
   Ｘ１，Ｘ２＜Ｘｅｎａのときは、前記設定周波数の値の補正機能をＯＦＦにして前記設定周波数を事前に測定された変動周波数に設定し、
   Ｘ１，Ｘ２≧Ｘｅｎａのときは、前記設定周波数の値の補正機能をＯＮにする
   ことを特徴とする請求項５に記載の無停電電源システム。
7. 自家発電機を入力電源に含め、この入力電源の交流電圧を直流電圧に変換する電力変換器を備えた無停電電源装置が複数並列に接続されて構成された無停電電源システムにおいて、
   前記無停電電源装置は、
   前記自家発電機の出力電圧の有効軸成分の周波数スペクトラムを演算し、ピークが系統周波数から変動している変動周波数を特定する変動周波数検出手段と、
   自己の出力側の直流電圧より、前記変動周波数のリップル電圧を抽出して通過させる特定周波数通過手段と、
   前記特定周波数通過手段が通過させた前記変動周波数のリップル電圧をゼロにするように電圧制御を行うリップル電圧制御手段と、
   前記リップル電圧制御手段からの電圧制御の信号に依存する充電補充電流を加算して、リップル電圧をゼロにした所望の充電電流を前記直流電圧のバッテリに供給するように充電制御を行う充電電流制御手段と
   を備えることを特徴とする無停電電源システム。
8. 前記変動周波数は、前記複数の無停電電源装置の並列運転台数の増減による負荷変動によって変動することを特徴とする請求項７に記載の無停電電源システム。
9. 前記特定周波数通過手段は、前記変動周波数を通過させる帯域通過フィルタであることを特徴とする請求項７又は請求項８に記載の無停電電源システム。
10. 自家発電機を入力電源に含め、この入力電源の交流電圧を直流電圧に変換する電力変換器を備えた無停電電源装置が複数並列に接続されて構成された無停電電源システムにおいて、
    前記無停電電源装置は、
    前記自家発電機の出力電圧の有効軸成分の周波数スペクトラムを演算し、ピークが系統周波数から変動している変動周波数を特定する変動周波数検出手段と、
    自己の出力側で検出された直流電圧から前記変動周波数のリップル電圧を除去した制御信号を出力する特定周波数遮断手段と、
    前記特定周波数遮断手段から出力された前記制御信号に基づいて前記直流電圧を定電圧制御する直流定電圧制御手段と、
    自己の出力側の直流電圧から、前記変動周波数のリップル電圧を抽出して通過させる特定周波数通過手段と、
    前記特定周波数通過手段が通過させた前記変動周波数のリップル電圧をゼロにするように電圧制御を行うリップル電圧制御手段と、
    前記リップル電圧制御手段からの電圧制御の信号に依存する充電補充電流を加算して、リップル電圧をゼロにした所望の充電電流を前記直流電圧のバッテリに供給するように充電制御を行う充電電流制御手段と
    を備えることを特徴とする無停電電源システム。

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