JP5371580B2 - 発電システム - Google Patents

Description

本発明は、エンジン発電機システムと外部電力源システムとキャパシタとを並列に接続して系統連系を行う発電システムに関する。

エンジン（例えばガスエンジン）によって駆動される発電機からの交流電力を整流回路によって変換して得られた直流電力を供給するエンジン発電機システムと、外部電力源からの直流電力を供給する外部電力源システムとキャパシタとを並列に接続して系統連系を行う発電システムとして、例えば、下記特許文献１に記載のものが提案されている。

なお、外部電力源としては、太陽電池、燃料電池、蓄電池等の外部電力源や、風力タービンからの交流電力を整流回路やコンバータによって直流電力に変換する外部電力源を例示できる。

図５は、エンジン発電機システム３０ａと外部電力源システム６０ａとキャパシタ３４とを並列に接続して系統連系を行う従来の発電システム３０を概略的に示すシステム構成図である。

図５に示す従来の発電システム３０では、エンジン発電機システム３０ａにおいて、エンジン３１によって駆動される発電機３２からの交流電力Ｐａを整流回路３３によって直流電力Ｐｇに変換し、この直流電力Ｐｇを整流回路３３の直流側に並列に接続されたキャパシタ３４に供給するようになっている。

そして、整流回路３３及びキャパシタ３４に対して並列に接続された第１電力変換回路３５が電力系統４０とキャパシタ３４との間で電力を授受するようになっている。なお、第１電力変換回路３５は、系統連系インバータ３５ａを備えている。

また、整流回路３３、キャパシタ３４及び第１電力変換回路３５に対して並列に接続された第２電力変換回路３６が外部電力源システム６０ａにおける太陽電池等の外部電力源６０とキャパシタ３４との間で電力を授受するようになっている。

このような従来の発電システム３０においては、電力系統４０の系統電圧Ｖｄの大きさによって異なるが、例えば、系統電圧Ｖｄが２００Ｖである電力系統４０に系統連系する場合、キャパシタ３４の直流電圧Ｖｃとして約３５０Ｖが必要とされる。

これに対して、外部電力源６０からの直流電圧Ｖｅは、定格電圧で約２００〜２５０Ｖとされることが多い。また、外部電力源６０からの直流電圧Ｖｅは変動することがある。具体的には、外部電力源６０が太陽電池である場合には、外部電力源６０からの直流電圧Ｖｅは温度や照度により変動する。

従って、外部電力源システム６０ａでは、キャパシタ３４の直流電圧Ｖｃが一定電圧（具体的には約３５０Ｖ）になるように該直流電圧Ｖｃを制御する直流電圧制御が行われる。例えば、第１電力変換回路３５及び第２電力変換回路３６のうち少なくとも一方は、キャパシタ３４の直流電圧Ｖｃが一定電圧（具体的には約３５０Ｖ）になるように該直流電圧Ｖｃを制御するための直流電圧制御が行われる。

なお、こうして一定電圧に制御されたキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃは、通常は、系統連系インバータ３５ａによって系統電圧Ｖｄ（具体的には２００Ｖ）に同期する正弦波に変換される。

一方、エンジン発電機システム３０ａでは、整流回路３３によって変換された直流電圧Ｖｇとキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃとが異なっていると、このままではエンジン発電機システム３０ａからの直流電力Ｐｇが外部電力源システム６０ａ側に供給されたり或いは外部電力源システム６０ａからの直流電力Ｐｅがエンジン発電機システム３０ａ側に供給されたりすることがあるため、電力供給効率が低下してしまう。

すなわち、発電システム３０を効率的に運転するためには、エンジン発電機システム３０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃとを同じ電圧にする必要があるが、キャパシタ３４の直流電圧Ｖｃは直流電圧制御にて常に一定電圧に制御されていることから、このままでは、エンジン発電機システム３０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃとを同じ電圧にすることができず、これにより、電力供給効率が低下することがある。

この点に関し、従来の発電システム３０では、エンジン発電機システム３０ａからの直流電圧Ｖｇが、一定電圧に制御されたキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃと同じ電圧になるように（マッチングするように）、換言すれば、エンジン発電機システム３０ａからの直流電圧Ｖｇがキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃ（具体的には３５０Ｖ）付近で最大効率となるように、エンジン発電機システム３０ａの構成を変更している。

例えば、既存のエンジン発電機システムにおいて、エンジンの出力（回転数）や発電機の出力電圧を変更したり、発電機と第１電力変換回路との間に昇圧コンバータ又は降圧コンバータを別途設けたり、或いは、整流回路として出力側の直流電圧を変更可能なアクティブな整流回路を別途設けたりすることで、エンジン発電機システム３０ａからの直流電圧Ｖｇがキャパシタ３４の直流電圧Ｖｃと同じ電圧になるようにしている（特許文献１の段落［００６５］参照）。

これによって、エンジン発電機システム３０ａからの直流電力Ｐｇと、外部電力源システム６０ａからの直流電力Ｐｅとを併用して効率的に系統連系させることができる。

特開２００１−２５８１６０号公報

しかしながら、図５に示すような、従来の発電システム３０では、エンジン発電機システム３０ａと外部電力源システム６０ａとキャパシタ３４とを並列に接続して効率的に系統連系させるためには、前述したとおり、既存のエンジン発電機システムにおいて、エンジン３１の出力や発電機３２の出力電圧を変更したり、発電機３２と第１電力変換回路３５との間にコンバータを別途設けたり、或いは、整流回路３３としてアクティブな整流回路を別途設けたりといった変更を行う必要があるため、多大な手間がかかっていた。

そこで、本発明は、エンジン発電機システムと外部電力源システムとキャパシタとを並列に接続して系統連系を行う発電システムであって、従来の如く、既存エンジン発電機システムの構成の変更や、別途回路を設けるといった変更を行うことなく、従って多大な手間をかけることなく、効率よく系統連系を行うことが可能な発電システムを提供することを目的とする。

本発明者の知見によれば、エンジン発電機システムと外部電力源システムとキャパシタとを並列に接続して系統連系を行う発電システムにおいては、外部電力源が供給している電力（外部電力源から受電できる最大電力）が、当該発電システムが供給すべき需要電力（当該発電システムの出力電力指令）よりも小さい場合であって発電機からの電力をキャパシタへ供給している場合に、エンジン発電機システムからの直流電圧とキャパシタの直流電圧とを同じ電圧にして電力供給効率の低下を防止する必要がある。

しかし、この場合、発電機からの電力をキャパシタへ供給していると、エンジン発電機システムからの直流電圧をキャパシタへ安定的に供給できるため、キャパシタの直流電圧を制御する直流電圧制御を行わなくてもよい。

つまり、外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって発電機からの電力をキャパシタへ供給している場合には、キャパシタに対する直流電圧制御を停止することができ、このとき、この直流電圧制御の停止によって、エンジン発電機システムからの直流電圧とキャパシタの直流電圧とが結果的に同じ電圧になる。これにより、エンジン発電機システムからの直流電力が外部電力源システム側に供給されたり或いは外部電力源システムからの直流電力がエンジン発電機システム側に供給されたりすることがなく、従って、電力供給効率の低下を招くといったことはない。

本発明は、かかる知見に基づくものであり、前記課題を解決するために、エンジンと、前記エンジンによって駆動される発電機と、前記発電機からの交流電力を直流電力に変換する整流回路と、前記整流回路の直流側に並列に接続されたキャパシタと、前記整流回路と前記キャパシタとに並列に接続され、かつ、電力系統と前記キャパシタとの間で電力を授受するための第１電力変換回路と、前記整流回路と前記キャパシタと前記第１電力変換回路とに並列に接続され、かつ、外部電力源と前記キャパシタとの間で電力を授受するための第２電力変換回路とを備え、前記キャパシタの直流電圧を制御する直流電圧制御を行う発電システムであって、前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給している場合には、前記直流電圧制御を停止させる停止手段を備えることを特徴とする発電システムを提供する。

なお、前記外部電力源としては、例えば、前記キャパシタの直流電圧を一定電圧に制御するような直流電力源を挙げることができる。具体的には、それには限定されないが、太陽電池、燃料電池、蓄電池等の直流電力源や、風力等の流体の圧力や運動エネルギーを電気エネルギーへ変換するタービンからの交流電力を整流回路やコンバータによって直流電力に変換する直流電力源を例示できる。また、前記外部電力源は、これら複数の直流電力源を並列に接続した外部電力源も含む概念である。

本発明に係る発電システムにおいて、前記エンジンと前記発電機と前記整流回路とでエンジン発電機システムを構成することができ、このエンジン発電機システムは、前記エンジンによって駆動される前記発電機からの交流電力を前記整流回路によって変換して得られた直流電力を供給することができる。また、前記外部電力源で外部電力源システムを構成することができ、この外部電力源システムは、前記外部電力源から直流電力を供給することができる。そして、前記エンジン発電機システムからの直流電力と、前記外部電力源システムからの直流電力とを併用して系統連系を行うことができる。

ところで、従来の発電システムにおいて、当該発電システムを効率的に運転するためには、外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって発電機からの電力をキャパシタへ供給している場合において、エンジン発電機システムからの直流電圧とキャパシタの直流電圧とを同じ電圧にする必要があるが、キャパシタの直流電圧は直流電圧制御にて常に一定電圧に制御されていることから、エンジン発電機システムの構成の変更や、別途回路を設けるといった変更を行わない限り、エンジン発電機システムからの直流電圧とキャパシタの直流電圧とを同じ電圧にすることができなかった。

この点、本発明に係る発電システムでは、前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給している場合には、前記直流電圧制御を停止させるので、前記エンジン発電機システムからの直流電圧と前記キャパシタの直流電圧とを結果的に同じ電圧にすることができる。

このように、本発明に係る発電システムによれば、前記直流電圧制御を停止させるといった簡単な構成で、前記エンジン発電機システムからの直流電圧と前記キャパシタの直流電圧とを結果的に同じ電圧にすることができるので、従来の如く、既存エンジン発電機システムの構成の変更や、別途回路を設けるといった変更を行うことなく、従って多大な手間をかけることなく、効率よく系統連系を行うことができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合に、前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給し、かつ、前記停止手段により前記直流電圧制御を停止させてもよい。こうすることで、前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合には、常に前記整流回路からの電圧を前記キャパシタに供給でき、これにより前記キャパシタの電圧を安定化させることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記外部電力源からの電圧値を検出する第１電圧検出手段と、前記外部電力源からの電流値を検出する第１電流検出手段とを備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記外部電力源からの電圧値及び電流値を得ることができる。

この場合、前記外部電力源からの電圧値及び電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第１伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記外部電力源からの電圧値及び電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第１電圧検出手段及び前記第１電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記電流値に基づき前記外部電力源からの電力値及び電力量値を演算する第１演算手段を備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記外部電力源からの電力値及び電力量値を得ることができる。

この場合、前記外部電力源からの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第２伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記外部電力源システムからの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記キャパシタの電圧値を検出する第２電圧検出手段と、前記第２電力変換回路の出力電流値を検出する第２電流検出手段とを備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記キャパシタの電圧値及び前記第２電力変換回路の出力電流値を得ることができる。

この場合、前記キャパシタの電圧値及び前記第２電力変換回路の出力電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第３伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記キャパシタの電圧値及び前記第２電力変換回路の出力電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第２電圧検出手段及び前記第２電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記出力電流値に基づき前記第２電力変換回路からの電力値及び電力量値を演算する第２演算手段を備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記第２電力変換回路からの電力値及び電力量値を得ることができ、これにより、前記第２電力変換回路の電力変換効率を考慮した、前記外部電力源システムからの精度の良い電力値及び電力量値を得ることができる。

この場合、前記第２電力変換回路からの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第４伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記第２電力変換回路からの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第２電圧検出手段と、前記整流回路の出力電流値を検出する第３電流検出手段とを備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記キャパシタの電圧値及び前記整流回路の出力電流値を得ることができる。

この場合、前記キャパシタの電圧値及び前記整流回路の出力電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第５伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記キャパシタの電圧値及び前記整流回路の出力電流値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第２電圧検出手段及び前記第３電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記出力電流値に基づき前記整流回路からの電力値及び電力量値を演算する第３演算手段を備える態様を例示できる。こうすることで、当該発電システムにおいて前記整流回路からの電力値及び電力量値（すなわち前記エンジン発電機システムからの電力値及び電力量値）を得ることができる。

この場合、前記整流回路からの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部に伝送する第６伝送手段を備えることが好ましい。こうすることで、前記整流回路からの電力値及び電力量値の少なくとも一方を当該発電システムの外部からも得ることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第１電力変換回路の入力電力値及び出力電力値に基づき、前記第１電力変換回路の電力変換効率値を演算する第４演算手段とを備える態様を例示できる。

本発明に係る発電システムにおいて、前記第１伝送手段から第６伝送手段までのうち少なくとも二つの伝送手段を一つの伝送手段で構成してもよい。こうして構成された伝送手段は、前記各手段で得られた値の少なくとも一つを当該発電システムの外部に伝送することができる。

以上説明したように、本発明に係る発電システムによると、前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給している場合には、前記直流電圧制御を停止させる停止手段を備えることで、従来の如く、既存エンジン発電機システムの構成の変更や、別途回路を設けるといった変更を行うことなく、従って多大な手間をかけることなく、効率よく系統連系を行うことができる。

本発明の第１実施形態に係る発電システムを概略的に示すシステム構成図である。 本発明の第２実施形態に係る発電システムを概略的に示すシステム構成図である。 本発明の第３実施形態に係る発電システムを概略的に示すシステム構成図である。 本発明の第４実施形態に係る発電システムを概略的に示すシステム構成図である。 従来の発電システムを概略的に示すシステム構成図である。

以下、本発明に係る実施の形態について図面を参照しながら説明する。なお、以下の実施の形態は、本発明を具体化した例であって、本発明の技術的範囲を限定する性格のものではない。

（第１実施形態）
図１は、本発明の第１実施形態に係る発電システム１０を概略的に示すシステム構成図である。

図１に示す発電システム１０は、エンジン発電機システム１０ａに対して外部電力源システム５０ａを並列に接続して商用電力系統２０に系統連系するコジェネレーションシステムである。なお、商用電力系統２０の系統電圧Ｖｄは、ここでは２００Ｖとされている。

発電システム１０は、エンジン１１と、発電機１２と、整流回路１３と、キャパシタ１４と、第１電力変換回路１５と、第２電力変換回路１６と、制御装置１７とを一つのパッケージ内に有する発電システムとされている。

エンジン１１は、ここでは、ガスを燃料として回転駆動するガスエンジンとされている。発電機１２は、エンジン１１によって駆動されることで交流電力Ｐａを出力するものである。整流回路１３は、発電機１２からの交流電力Ｐａを直流電力Ｐｇに変換する。

キャパシタ１４は、整流回路１３の直流側に並列に接続されており、供給される直流電圧Ｖｃが後述するように一定電圧（ここでは３５０Ｖ）になるように該直流電圧Ｖｃを制御する直流電圧制御がなされる。

第１電力変換回路１５は、商用電力系統２０とキャパシタ１４との間で電力を授受するための電力変換回路であり、整流回路１３とキャパシタ１４とに並列に接続されている。なお、第１電力変換回路１５は、系統連系インバータ１５ａを含んでいる。系統連系インバータ１５ａは、入力側の直流電力Ｐｉｎを商用電力系統２０の周波数に同期した周波数の交流出力電力Ｐｏｕｔに変換するものとされている。また、第１電力変換回路１５と商用電力系統２０との間には、電力負荷７０が並列に接続されている。

第２電力変換回路１６は、外部電力源５０とキャパシタ１４との間で電力を授受するための電力変換回路であり、整流回路１３とキャパシタ１４と第１電力変換回路１５とに並列に接続されている。

外部電力源５０は、ここでは、太陽電池５１と、図示を省略した風力タービンを有する風力発電機５２と、蓄電池５３とを並列に接続したものとされている。

なお、エンジン発電機システム１０ａは、エンジン１１と発電機１２と整流回路１３とで構成されており、エンジン１１によって駆動される発電機１２からの交流電力Ｐａを整流回路１３によって変換して得られた直流電力Ｐｇを供給するようになっている。外部電力源システム５０ａは、外部電力源５０で構成されており、外部電力源５０から直流電力Ｐｅを供給するようになっている。

また、第２電力変換回路１６の回路構成については図示を省略したが、第２電力変換回路１６として、例えば、二つの逆導通形半導体スイッチング素子を導通方向が同じになるように直列接続してなる半導体スイッチング素子対（レグ）を３組以上有し、前記半導体スイッチング素子対がキャパシタ１４に並列に接続され、かつ、前記半導体スイッチング素子対の中点にそれぞれインダクタの一端側が接続された第２電力変換回路であって、各インダクタの他端側とキャパシタ１４の接続端との間で、それぞれ、外部電力源（例えば太陽電池５１と、風力発電機５２と、蓄電池５３と）を接続可能な構成とした第２電力変換回路を挙げることができる。

かかる構成の第２電力変換回路によると、接続される外部電力源に応じたコンバータを構成することができる。例えば、外部電力源が太陽電池５１である場合、太陽電池５１が接続された逆導通形半導体スイッチング素子は太陽電池用ＤＣ／ＤＣコンバータとして機能することができ、外部電力源が風力発電機５２である場合、風力発電機５２が接続された逆導通形半導体スイッチング素子は風力タービン用ＡＣ／ＤＣコンバータとして機能することができ、また、外部電力源が蓄電池５３である場合、蓄電池５３が接続された逆導通形半導体スイッチング素子は蓄電池用の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとして機能することができる。

制御装置１７は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等の処理部１７ａと、記憶部１７ｂとを備えている。記憶部１７ｂは、ＲＯＭ（Read Only Memory）やＲＡＭ（Random Access Memory）等の記憶メモリを含み、各種制御プログラムや必要な関数およびテーブルや、各種のデータを記憶するようになっている。

制御装置１７は、エンジン発電機システム１０ａ、第１電力変換回路１５及び第２電力変換回路１６を制御するように構成されている。

詳しくは、制御装置１７は、第１電力変換回路１５を作動制御して商用電力系統２０とキャパシタ１４との間で電力を授受する第１電力授受手段Ｑ１として機能するようになっている。また、制御装置１７は、第２電力変換回路１６を作動制御して外部電力源５０とキャパシタ１４との間で電力を授受する第２電力授受手段Ｑ２として機能するようになっている。

さらに、制御装置１７は、第１電力変換回路１５及び第２電力変換回路１６の少なくとも一方（ここでは第１電力変換回路１５及び第２電力変換回路１６の双方）を作動制御してキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃが一定電圧（ここでは３５０Ｖ）になるように直流電圧Ｖｃを制御する直流電圧制御を行う電圧制御手段Ｑ３として機能するようになっている。

なお、エンジン発電機システム１０ａは、キャパシタ１４が一定電圧に制御される直流電圧Ｖｃよりも大きい直流電圧Ｖｇを供給するようになっている。

そして、制御装置１７は、外部電力源５０が供給している直流電力Ｐｅ（外部電力源５０から受電できる最大電力）が、当該発電システム１０が電力負荷７０へ供給すべき需要電力Ｐｄ（具体的には当該発電システム１０の出力電力指令）よりも小さい場合であってエンジン発電機システム１０ａからの電力Ｐｇをキャパシタ１４へ供給している場合には、第１電力変換回路１５及び第２電力変換回路１６の少なくとも一方（ここでは第１電力変換回路１５及び第２電力変換回路１６の双方）に対する何れの電圧制御手段Ｑ３も停止させる停止手段Ｑ４として機能するようになっている。なお、制御装置１７は、外部電力源５０が供給している直流電力Ｐｅが、当該発電システム１０が電力負荷７０へ供給すべき需要電力Ｐｄよりも小さい場合に、エンジン発電機システム１０ａからの電力Ｐｇをキャパシタ１４へ供給し、かつ、停止手段Ｑ４を実行して電圧制御手段Ｑ３を停止させてもよい。こうすることで、外部電力源５０が供給している直流電力Ｐｅが、当該発電システム１０が電力負荷７０へ供給すべき需要電力Ｐｄよりも小さい場合には、常にエンジン発電機システム１０ａからの電圧Ｖｇをキャパシタ１４に供給でき、これによりキャパシタ１４の電圧Ｖｃを安定化させることができる。

なお、発電機１２とキャパシタ１４との間で電力供給を遮断できる構成になっていてもよい。

ここで、エンジン発電機システム１０ａからの電力Ｐｇをキャパシタ１４へ供給している場合としては、発電機１２とキャパシタ１４との間で電力供給を遮断できる構成でない場合においてエンジン１１を運転している場合の他、発電機１２とキャパシタ１４との間で電力供給を遮断できる構成になっている場合において発電機１２とキャパシタ１４との間での電力供給の遮断状態が解除されており（すなわちオン状態になっており）、かつ、エンジン１１を運転している場合を例示できる。

以上説明した発電システム１０では、エンジン発電機システム１０ａにおいて、エンジン１１によって駆動される発電機１２からの交流電力Ｐａを整流回路１３によって直流電力Ｐｇに変換し、この直流電力Ｐｇを整流回路１３の直流側に並列に接続されたキャパシタ１４に供給する。

整流回路１３及びキャパシタ１４に対して並列に接続された第１電力変換回路１５が商用電力系統２０とキャパシタ１４との間で電力を授受する。

また、整流回路１３、キャパシタ１４及び第１電力変換回路１５に対して並列に接続された第２電力変換回路１６が外部電力源システム５０ａにおける外部電力源５０とキャパシタ１４との間で電力を授受する。

そして、この発電システム１０では、外部電力源５０が供給している直流電力Ｐｅが、当該発電システム１０が電力負荷７０へ供給すべき需要電力Ｐｄよりも小さい場合であってエンジン発電機システム１０ａからの電力Ｐｇをキャパシタ１４へ供給している場合には、エンジン発電機システム１０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃとを同じ電圧にして電力供給効率の低下を防止する必要がある。

ここで、従来の発電システムでは、キャパシタ１４の直流電圧Ｖｃは直流電圧制御にて常に一定電圧に制御されていることから、エンジン発電機システム１０ａの構成の変更や、エンジン発電機システム１０ａからの直流電圧Ｖｇを一定電圧に制御されたキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃと同じ電圧にするための回路を別途設けるといった変更を行わない限り、エンジン発電機システム１０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃとを同じ電圧にすることができなかった。

しかし、本第１実施形態に係る発電システム１０では、外部電力源５０が供給している電力Ｐｅが、当該発電システム１０が電力負荷７０へ供給すべき需要電力Ｐｄよりも小さい場合であってエンジン発電機システム１０ａからの電力Ｐｇをキャパシタ１４へ供給している場合には、停止手段Ｑ４を実行して電圧制御手段Ｑ３を停止させるので、エンジン発電機システム１０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃとを結果的に同じ電圧にすることができる。そうすると、エンジン発電機システム１０ａからの直流電力Ｐｇが外部電力源システム５０ａ側に供給されたり或いは外部電力源システム５０ａからの直流電力Ｐｅがエンジン発電機システム１０ａ側に供給されたりすることがなく、従って、電力供給効率の低下を招くことはない。

これによって、エンジン発電機システム１０ａからの直流電力Ｐｇと、外部電力源システム５０ａからの直流電力Ｐｅとを併用して効率的に系統連系させることができる。

このように、発電システム１０によれば、停止手段Ｑ４を実行して電圧制御手段Ｑ３を停止させるといった簡単な構成で（すなわち制御装置１７の制御構成を変更するだけで）、エンジン発電機システム１０ａからの直流電圧Ｖｇとキャパシタ１４の直流電圧Ｖｃとを結果的に同じ電圧にすることができるので、従来の如く、既存エンジン発電機システムの構成の変更や、別途回路を設けるといった変更を行うことなく、従って多大な手間をかけることなく、効率よく系統連系を行うことができる。

なお、この発電システム１０は、発電機１２からの電力がキャパシタ１４に供給されていない場合には、直流電圧制御を行うようになっている。一方、発電システム１０は、外部電力源５０が供給している電力が、当該発電システム１０が供給すべき需要電力以上の場合に発電機１２からの電力をキャパシタ１４へ供給していると、該発電機１２からの電力を止める（例えばエンジン１１を停止する）ようになっている。

（第２実施形態）
図２は、本発明の第２実施形態に係る発電システム１１０を概略的に示すシステム構成図である。

図２において、図１に示す第１実施形態の発電システム１０と同じ構成要素には同一符号を付し、その説明を省略する。このことは、後述する図３及び図４にそれぞれ示す第３実施形態及び第４実施形態についても同様である。

第２実施形態の発電システム１１０は、第１実施形態の発電システム１０において、外部電力源５０の出力電圧を検知する第１電圧計８１と、外部電力源５０の出力電流を検知する第１電流計８２とを備え、かつ、制御装置１７に代えて制御装置１１７を備えた発電システムとされている。なお、制御装置１１７は、後述する電力量を算出するための電力供給時間を計測するタイマー手段（図示省略）を備えている。このことは、後述する第３実施形態の制御装置２１７及び第４実施形態の制御装置３１７についても同様である。

制御装置１１７は、前述した第１電力授受手段Ｑ１、第２電力授受手段Ｑ２、電圧制御手段Ｑ３及び停止手段Ｑ４に加えて、第１電圧計８１の検知結果に基づき外部電力源５０からの電圧値Ｖｅを検出する第１電圧検出手段Ｑ５、及び、第１電流計８２の検知結果に基づき外部電力源５０からの電流値Ｉｅを検出する第１電流検出手段Ｑ６として機能するようになっている。

こうすることで、当該発電システム１１０において外部電力源５０からの電圧値Ｖｅ及び電流値Ｉｅを得ることができる。

また、制御装置１１７は、外部電力源５０からの電圧値Ｖｅ及び電流値Ｉｅの少なくとも一方を当該発電システム１１０に接続されるコンピュータ等の外部装置９０に伝送する第１伝送手段Ｑ７として機能するようになっている。

こうすることで、外部電力源９０からの電圧値Ｖｅ及び電流値Ｉｅの少なくとも一方を当該発電システム１１０の外部からも得ることができる。しかも、外部電力源５０からの電圧値Ｖｅ及び電流値Ｉｅの双方を当該発電システム１１０に接続される外部装置９０に伝送する場合には、外部電力源５０からの電圧値Ｖｅ及び電流値Ｉｅに基づき当該発電システム１１０の外部において外部電力源５０からの電力値Ｐｅ及び電力量値Ｗｅを算出することができる。こうすることで、当該発電システム１１０の外部において外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｅ及び電力量値Ｗｅを得ることができる。

本第２実施形態では、制御装置１１７は、さらに、第１電圧検出手段Ｑ５にて検出した電圧値Ｖｅと、第１電流検出手段Ｑ６にて検出した電流値Ｉｅとの積で表した外部電力源５０からの電力値Ｐｅを演算する第１電力演算手段Ｑ８ａとして機能するようになっている。また、制御装置１１７は、第１電力演算手段Ｑ８ａにて演算した電力値Ｐｅと、電力供給時間との積を加算した総量を表した外部電力源５０からの電力量値Ｗｅを演算する第１電力量演算手段Ｑ８ｂとして機能するようになっている。なお、第１電力演算手段Ｑ８ａ及び第１電力量演算手段Ｑ８ｂで第１演算手段Ｑ８を構成している。

こうすることで、当該発電システム１１０において外部電力源５０からの電力値Ｐｅ及び電力量値Ｗｅを得ることができる。

また、第１伝送手段Ｑ７は、電圧値Ｖｅ、電流値Ｉｅ、電力値Ｐｅ及び電力量値Ｗｅの少なくとも一つを当該発電システム１１０に接続される外部装置９０に伝送してもよい。

こうすることで、電圧値Ｖｅ、電流値Ｉｅ、電力値Ｐｅ及び電力量値Ｗｅの少なくとも一つを当該発電システム１１０の外部からも得ることができる。

（第３実施形態）
図３は、本発明の第３実施形態に係る発電システム２１０を概略的に示すシステム構成図である。

第３実施形態の発電システム２１０は、第１実施形態の発電システム１０において、キャパシタ１４の電圧を検知する第２電圧計８３と、第２電力変換回路１６の出力電流を検知する第２電流計８４とを備え、かつ、制御装置１７に代えて制御装置２１７を備えた発電システムとされている。

制御装置２１７は、前述した第１電力授受手段Ｑ１、第２電力授受手段Ｑ２、電圧制御手段Ｑ３及び停止手段Ｑ４に加えて、第２電圧計８３の検知結果に基づきキャパシタ１４の電圧値Ｖｃを検出する第２電圧検出手段Ｑ９、及び、第２電流計８４の検知結果に基づき第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓを検出する第２電流検出手段Ｑ１０として機能するようになっている。

こうすることで、当該発電システム２１０においてキャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓを得ることができる。

また、制御装置２１７は、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓの少なくとも一方を当該発電システム２１０に接続される外部装置９０に伝送する第２伝送手段Ｑ１１として機能するようになっている。

こうすることで、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓの少なくとも一方を当該発電システム２１０の外部からも得ることができる。しかも、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓの双方を当該発電システム２１０に接続される外部装置９０に伝送する場合には、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び第２電力変換回路１６の出力電流値Ｉｓに基づき当該発電システム２１０の外部において第２電力変換回路１６からの電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓを算出することができる。こうすることで、当該発電システム２１０の外部において第２電力変換回路１６からの電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓを得ることができ、これにより、第２電力変換回路１６の電力変換効率を考慮した、外部電力源システム５０ａからの精度の良い電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓを得ることができる。

本第３実施形態では、制御装置２１７は、さらに、第２電圧検出手段Ｑ９にて検出した電圧値Ｖｃと、第２電流検出手段Ｑ１０にて検出した電流値Ｉｓとの積で表した第２電力変換回路１６からの電力値Ｐｓを演算する第２電力演算手段Ｑ１２ａとして機能するようになっている。また、制御装置２１７は、第２電力演算手段Ｑ１２ａにて演算した電力値Ｐｓと、電力供給時間との積を加算した総量を表した第２電力変換回路１６からの電力量値Ｗｓを演算する第２電力量演算手段Ｑ１２ｂとして機能するようになっている。なお、第２電力演算手段Ｑ１２ａ及び第２電力量演算手段Ｑ１２ｂで第２演算手段Ｑ１２を構成している。

こうすることで、当該発電システム２１０において第２電力変換回路１６からの電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓを得ることができる。

また、第２伝送手段Ｑ１１は、電圧値Ｖｃ、出力電流値Ｉｓ、電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓの少なくとも一つを当該発電システム２１０に接続される外部装置９０に伝送してもよい。

こうすることで、電圧値Ｖｃ、出力電流値Ｉｓ、電力値Ｐｓ及び電力量値Ｗｓの少なくとも一つを当該発電システムの外部からも得ることができる。

（第４実施形態）
図４は、本発明の第４実施形態に係る発電システム３１０を概略的に示すシステム構成図である。

第４実施形態の発電システム３１０は、第１実施形態の発電システム１０において、キャパシタ１４の電圧を検知する第２電圧計８３と、整流回路１３の出力電流を検知する第３電流計８５とを備え、かつ、制御装置１７に代えて制御装置３１７を備えた発電システムとされている。

制御装置３１７は、前述した第１電力授受手段Ｑ１、第２電力授受手段Ｑ２、電圧制御手段Ｑ３及び停止手段Ｑ４に加えて、第２電圧計８３の検知結果に基づきキャパシタ１４の電圧値Ｖｃを検出する第２電圧検出手段Ｑ９、及び、第３電流計８５の検知結果に基づき整流回路１３の出力電流値Ｉｇを検出する第３電流検出手段Ｑ１３として機能するようになっている。

こうすることで、当該発電システム３１０においてキャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び整流回路１３の出力電流値Ｉｇを得ることができる。

また、制御装置３１７は、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び整流回路１３の出力電流値Ｉｇの少なくとも一方を当該発電システム３１０に接続される外部装置９０に伝送する第３伝送手段Ｑ１４として機能するようになっている。

こうすることで、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び整流回路１３の出力電流値Ｉｇの少なくとも一方を当該発電システム３１０の外部からも得ることができる。しかも、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び整流回路１３の出力電流値Ｉｇの双方を当該発電システム３１０に接続される外部装置９０に伝送する場合には、キャパシタ１４の電圧値Ｖｃ及び整流回路１３の出力電流値Ｉｇに基づき当該発電システム３１０の外部において整流回路１３からの電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇを算出することができる。こうすることで、当該発電システム３１０の外部において整流回路１３からの電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇ（すなわちエンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇ）を得ることができる。

本第４実施形態では、制御装置３１７は、さらに、第２電圧検出手段Ｑ９にて検出した電圧値Ｖｃと、第３電流検出手段Ｑ１３にて検出した電流値Ｉｇとの積で表した整流回路１３からの電力値Ｐｇを演算する第３電力演算手段Ｑ１５ａとして機能するようになっている。また、制御装置３１７は、第３電力演算手段Ｑ１５ａにて演算した電力値Ｐｇと、電力供給時間との積を加算した総量を表した整流回路１３からの電力量値Ｗｇを演算する第３電力量演算手段Ｑ１５ｂとして機能するようになっている。なお、第３電力演算手段Ｑ１５ａ及び第３電力量演算手段Ｑ１５ｂで第３演算手段Ｑ１５を構成している。

こうすることで、当該発電システム３１０において整流回路１３からの電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇ（すなわちエンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇ）を得ることができる。

また、第３伝送手段Ｑ１４は、電圧値Ｖｇ、電流値Ｉｇ、電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇの少なくとも一つを当該発電システム３１０に接続される外部装置９０に伝送してもよい。

こうすることで、電圧値Ｖｇ、電流値Ｉｇ、電力値Ｐｇ及び電力量値Ｗｇの少なくとも一つを当該発電システム３１０の外部からも得ることができる。

（その他の実施形態）
以上説明した第２実施形態から第４実施形態までの発電システム１１０，２１０，３１０において、制御装置１１７，２１７，３１７は、さらに、第１電力変換回路１５の入力電力値Ｐｉｎと出力電力値Ｐｏｕｔに基づき、第１電力変換回路１５の第１電力変換効率値Ｒ１を演算する第４演算手段として機能するようになっていてもよい。

なお、入力電力値Ｐｉｎは、直流入力電圧を検知する電圧計（図示省略）から検知した検知結果と、直流入力電流を検知する電流計（図示省略）から検知した検知結果とに基づき検出してもよいし、第１電力変換回路１５で検出されたものを使用してもよい。

また、出力電力値Ｐｏｕｔは、交流出力電圧を検知する電圧計（図示省略）から検知した検知結果と、交流出力電流を検知する電流計（図示省略）から検知した検知結果とに基づき検出してもよいし、第１電力変換回路１５で検出されたものを使用してもよい。

この場合、第１から第３までの伝送手段Ｑ７，Ｑ１１，Ｑ１４は、さらに、電力変換効率値Ｒ１を当該発電システム１１０，２１０，３１０の外部に伝送してもよい。

また、制御装置１１７，２１７，３１７は、さらに、外部電力源５０からの直流電力値（第２電力変換回路１６の入力電力）Ｐｅと第２電力変換回路１６からの電力値（出力電力）Ｐｓに基づき、第２電力変換回路１６の第２電力変換効率値Ｒ２を演算する第５演算手段として機能するようになっていてもよい。

なお、外部電力源５０からの直流電力値Ｐｅは、第１演算手段Ｑ８で検出してもよいし、第２電力変換回路１６で検出されたものを使用してもよい。

また、第２電力変換回路１６からの電力値Ｐｓは、第２演算手段Ｑ２で検出してもよいし、第２電力変換回路１６で検出されたものを使用してもよい。

この場合、第１から第３までの伝送手段Ｑ７，Ｑ１１，Ｑ１４は、さらに、第２電力変換効率値Ｒ２を当該発電システム１１０，２１０，３１０の外部に伝送してもよい。

また、第２実施形態から第４実施形態までの発電システム１１０，２１０，３１０のうち少なくとも二つの実施形態を組み合わせる場合、各伝送手段で一つの伝送手段を構成することができる。

ここで、第１電力変換回路１５の入力電力値Ｐｉｎ、第１電力変換回路１５の出力電力値Ｐｏｕｔ、エンジン発電機システム１０ａからの直流電力値Ｐｇ、外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓ、外部電力源５０からの電力値Ｐｅ、第１電力変換回路１５の第１電力変換効率値Ｒ１、第２電力変換回路１６の第２電力変換効率値Ｒ２に関して、次の（式１）〜（式４）に示すような関係が成り立つ。

Ｐｉｎ＝Ｐｇ＋Ｐｓ … （式１）
Ｒ１＝Ｐｏｕｔ／Ｐｉｎ … （式２）
Ｒ２＝Ｐｓ／Ｐｅ … （式３）
［第２実施形態の場合］
例えば、図２に示す第２実施形態の発電システム１１０において、各値を次のように計算してもよい。

すなわち、外部電力源５０からの電力値Ｐｅが１０ｋＷと検出され、第２電力変換回路１６の第２電力変換効率値Ｒ２が０．９と検出され、第１電力変換回路１５の出力電力値Ｐｏｕｔが１７．１ｋＷと検出され、第１電力変換回路１５の第１電力変換効率値Ｒ１が０．９と検出されると、
（１）外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、前記（式３）より、
Ｐｓ＝Ｐｅ・Ｒ２＝１０ｋＷ・０．９＝９ｋＷ
（２）第１電力変換回路１５の入力電力値Ｐｉｎは、前記（式２）より、
Ｐｉｎ＝Ｐｏｕｔ／Ｒ１＝１７．１ｋＷ／０．９＝１９ｋＷ
（３）エンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇは、前記（式１）より、
Ｐｇ＝Ｐｉｎ−Ｐｓ＝１９ｋＷ−９Ｋｗ＝１０ｋＷ
（４）Ｒ１を考慮した外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、
Ｐｓ（Ｒ１考慮）＝Ｐｓ・Ｒ１＝９ｋＷ・０．９＝８．１ｋＷ
（５）Ｒ１を考慮したエンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇは、
Ｐｇ（Ｒ１考慮）＝Ｐｇ・Ｒ１＝１０ｋＷ・０．９＝９ｋＷ
このようにして、電力値Ｐｓ、入力電力値Ｐｉｎ及び電力値Ｐｇ並びに第１電力変換効率値Ｒ１を考慮した電力値Ｐｓ及び電力値Ｐｇを求めることができる。

［第３実施形態の場合］
例えば、図３に示す第３実施形態の発電システム２１０において、各値を次のように計算してもよい。

すなわち、外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓが９ｋＷと検出され、第１電力変換回路１５の出力電力値Ｐｏｕｔが１７．１ｋＷと検出され、第１電力変換回路１５の第１電力変換効率値Ｒ１が０．９と検出されると、前述の第２実施形態の（２）〜（５）と同様にして、入力電力値Ｐｉｎ及び電力値Ｐｇ並びに第１電力変換効率値Ｒ１を考慮した電力値Ｐｓ及び電力値Ｐｇを求めることができる。

［第４実施形態の場合］
例えば、図４に示す第４実施形態の発電システム３１０において、各値を次のように計算してもよい。

すなわち、第１電力変換回路１５の出力電力値Ｐｏｕｔが１７．１ｋＷと検出され、エンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇが１０ｋＷと検出され、第１電力変換回路１５の第１電力変換効率値Ｒ１が０．９と検出されると、
（１）第１電力変換回路１５の入力電力値Ｐｉｎは、前記（式２）より、
Ｐｉｎ＝Ｐｏｕｔ／Ｒ１＝１７．１ｋＷ／０．９＝１９ｋＷ
（２）外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、前記（式１）より、
Ｐｓ＝Ｐｉｎ−Ｐｇ＝１９ｋＷ−１０ｋＷ＝９ｋＷ
（３）Ｒ１を考慮した外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、
Ｐｓ（Ｒ１考慮）＝Ｐｓ・Ｒ１＝９ｋＷ・０．９＝８．１ｋＷ
（４）Ｒ１を考慮したエンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇは、
Ｐｇ（Ｒ１考慮）＝Ｐｇ・Ｒ１＝１０ｋＷ・０．９＝９ｋＷ
このようにして、入力電力値Ｐｉｎ及び電力値Ｐｓ並びに第１電力変換効率値Ｒ１を考慮した電力値Ｐｓ及び電力値Ｐｇを求めることができる。

［第２実施形態と第４実施形態とを組み合わせた場合］
例えば、図２に示す第２実施形態の発電システム１１０と、図４に示す第４実施形態の発電システム３１０とを組み合わせた場合において、次のように計算してもよい。

すなわち、外部電力源５０からの電力値Ｐｅが１０ｋＷと検出され、エンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇが１０ｋＷと検出され、第１電力変換効率値Ｒ１が０．９と検出され、第２電力変換効率値Ｒ２が０．９と検出されると、
（１）外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、前記（式３）より、
Ｐｓ＝Ｐｅ・Ｒ２＝１０ｋＷ・０．９＝９ｋＷ
（２）第１電力変換回路１５の入力電力値Ｐｉｎは、前記（式１）より、
Ｐｉｎ＝Ｐｇ＋Ｐｓ＝１０ｋＷ＋９ｋＷ＝１９ｋＷ
（３）Ｒ１を考慮した外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓは、
Ｐｓ（Ｒ１考慮）＝Ｐｓ・Ｒ１＝９ｋＷ・０．９＝８．１ｋＷ
（４）Ｒ１を考慮したエンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇは、
Ｐｇ（Ｒ１考慮）＝Ｐｇ・Ｒ１＝１０ｋＷ・０．９＝９ｋＷ
このようにして、電力値Ｐｓ及び入力電力値Ｐｉｎ並びに第１電力変換効率値Ｒ１を考慮した電力値Ｐｓ及び電力値Ｐｇを求めることができる。

［第３実施形態と第４実施形態とを組み合わせた場合］
例えば、図３に示す第３実施形態の発電システム２１０と、図４に示す第４実施形態の発電システム３１０とを組み合わせた場合において、外部電力源システム５０ａからの電力値Ｐｓが０．９ｋＷと検出され、エンジン発電機システム１０ａからの電力値Ｐｇが１０ｋＷと検出され、第１電力変換効率値Ｒ１が０．９と検出されると、前述の第２実施形態と第４実施形態とを組み合わせた場合の（２）〜（４）と同様にして、入力電力値Ｐｉｎ並びに第１電力変換効率値Ｒ１を考慮した電力値Ｐｓ及び電力値Ｐｇを求めることができる。

１０ 発電システム
１０ａ エンジン発電機システム
１１ エンジン
１２ 発電機
１３ 整流回路
１４ キャパシタ
１５ 第１電力変換回路
１５ａ 系統連系インバータ
１６ 第２電力変換回路
２０ 電力系統
５０ 外部電力源
５０ａ 外部電力源システム
７０ 電力負荷
９０ 外部装置
Ｉｅ 外部電力源からの電流値
Ｉｇ 整流回路の出力電流値
Ｉｓ 第２電力変換回路の出力電流値
Ｐａ 発電機からの交流電力
Ｐｄ 発電システムが供給すべき需要電力
Ｐｅ 外部電力源からの電力値
Ｐｇ 整流回路（エンジン発電機システム）からの電力値
Ｐｉｎ 第１電力変換回路の入力電力値
Ｐｏｕｔ 第１電力変換回路の出力電力値
Ｐｓ 第２電力変換回路（外部電力源システム）からの電力値
Ｑ１ 第１電力授受手段
Ｑ２ 第２電力授受手段
Ｑ３ 電圧制御手段
Ｑ４ 停止手段
Ｑ５ 第１電圧検出手段
Ｑ６ 第１電流検出手段
Ｑ７ 第１伝送手段
Ｑ８ 第１演算手段
Ｑ９ 第２電圧検出手段
Ｑ１０ 第２電流検出手段
Ｑ１１ 第２伝送手段
Ｑ１２ 第２演算手段
Ｑ１３ 第３電流検出手段
Ｑ１４ 第３伝送手段
Ｑ１５ 第３演算手段
Ｒ１ 第１電力変換回路の電力変換効率値
Ｒ２ 第２電力変換回路の電力変換効率値
Ｖｃ キャパシタの電圧値
Ｖｅ 外部電力源からの電圧値
Ｗｅ 外部電力源からの電力量値
Ｗｇ 整流回路からの電力量値
Ｗｓ 第２電力変換回路からの電力量値

Claims (10)

1. エンジンと、
   前記エンジンによって駆動される発電機と、
   前記発電機からの交流電力を直流電力に変換する整流回路と、
   前記整流回路の直流側に並列に接続されたキャパシタと、
   前記整流回路と前記キャパシタとに並列に接続され、かつ、電力系統と前記キャパシタとの間で電力を授受するための第１電力変換回路と、
   前記整流回路と前記キャパシタと前記第１電力変換回路とに並列に接続され、かつ、外部電力源と前記キャパシタとの間で電力を授受するための第２電力変換回路と
   を備え、前記キャパシタの直流電圧を制御する直流電圧制御を行う発電システムであって、
   前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合であって前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給している場合には、前記直流電圧制御を停止させる停止手段を備えることを特徴とする発電システム。
2. 請求項１に記載の発電システムにおいて、
   前記外部電力源が供給している電力が、当該発電システムが供給すべき需要電力よりも小さい場合に、前記発電機からの電力を前記キャパシタへ供給し、かつ、前記停止手段により前記直流電圧制御を停止させることを特徴とする発電システム。
3. 請求項１又は請求項２に記載の発電システムにおいて、
   前記外部電力源からの電圧値を検出する第１電圧検出手段と、前記外部電力源からの電流値を検出する第１電流検出手段とを備えることを特徴とする発電システム。
4. 請求項３に記載の発電システムにおいて、
   前記第１電圧検出手段及び前記第１電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記電流値に基づき前記外部電力源からの電力値及び電力量値を演算する第１演算手段を備えることを特徴とする発電システム。
5. 請求項１から請求項４までの何れか一つに記載の発電システムにおいて、
   前記キャパシタの電圧値を検出する第２電圧検出手段と、前記第２電力変換回路の出力電流値を検出する第２電流検出手段とを備えることを特徴とする発電システム。
6. 請求項５に記載の発電システムにおいて、
   前記第２電圧検出手段及び前記第２電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記出力電流値に基づき前記第２電力変換回路からの電力値及び電力量値を演算する第２演算手段を備えることを特徴とする発電システム。
7. 請求項１から請求項６までの何れか一つに記載の発電システムにおいて、
   前記キャパシタの電圧値を検出する第２電圧検出手段と、前記整流回路の出力電流値を検出する第３電流検出手段とを備えることを特徴とする発電システム。
8. 請求項７に記載の発電システムにおいて、
   前記第２電圧検出手段及び前記第３電流検出手段にてそれぞれ検出した前記電圧値及び前記出力電流値に基づき前記整流回路からの電力値及び電力量値を演算する第３演算手段を備えることを特徴とする発電システム。
9. 請求項３から請求項８までの何れか一つに記載の発電システムにおいて、
   前記第１電力変換回路の入力電力値及び出力電力値に基づき、前記第１電力変換回路の電力変換効率値を演算する第４演算手段とを備えることを特徴とする発電システム。
10. 請求項３から請求項９までの何れか一つに記載の発電システムにおいて、
    前記各手段で得られた値の少なくとも一つを当該発電システムの外部に伝送する伝送手段を備えることを特徴とする発電システム。

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