(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、
第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、前
記第１の電力変換器群と前記第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備え
た多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、前記第２の交流系統群に発生し
た事故時に、前記第２の交流系統群と前記第１の交流系統群との間での電力量を事故発生
前の電力量に維持するための制御装置を備えており、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられ
て、通信路により接続されており、通常は予め設定された電力指令に従い電力変換器を制
御し、
前記制御装置は、前記第２の交流系統群に発生した事故を検知したときに、当該事故に
よる電力低下分を求め、前記通信路を介して前記事故を検知していない他の制御装置に対
して、前記事故による電力低下分を分担負担する信号を与えるとともに、
他の制御装置から前記通信路を介して前記事故による電力低下分を分担負担する信号を
受けたときに、前記電力低下分を分担負担する信号を前記予め設定された電力指令に加算
して電力変換器を制御することを特徴とする多端子直流送電システム。
【請求項２】
請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記通信路はカスケード通信路であって、
前記制御装置は、前記カスケード通信路における通信距離の情報を保持し、前記制御装
置のうち前記第２の交流系統群に発生した事故を検知した制御装置は、前記通信距離が短
い隣接制御装置に対して優先的に前記事故による電力低下分を分担負担する信号を与える
ことを特徴とする多端子直流送電システム。
【請求項３】
請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられ
て、その前記直流送電網側の直流電圧を監視し、当該直流電圧の変動に応じて、自己の電
力変換器が分担負担すべき電力量を補正するとともに、前記制御装置のうち前記第２の交
流系統群に発生した事故を検知した制御装置は前記電力量の補正を行わないことを特徴と
する多端子直流送電システム。
【請求項４】
請求項１記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の交流系統群の送電可能有効電力が低下した場合に、前記第
２の電力変換器群が前記第２の交流系統群の送電可能有効電力の低下を検出し、前記第２
の電力変換器群の送電可能有効電力を超えない範囲で、前記第１の交流系統群から前記第
２の交流系統群への送電電力を大略一定に保ち続けるよう制御する機能を有することを特
徴とする多端子直流送電システム。
【請求項５】
請求項１または請求項２に記載の多端子直流送電システムであって、
前記制御装置は、前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器間で通信する情報に、
前記電力変換器の有効電力調整可能容量の情報を含むことを特徴とする多端子直流送電シ
ステム。
【請求項６】
請求項５に記載の多端子直流送電システムであって、
前記有効電力調整可能容量の情報に基づいて、前記第２の電力変換器群に含まれる前記
電力変換器の有効電力指令値が演算されることを特徴とする多端子直流送電システム。
【請求項７】
請求項６に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器が、前記第２の電力変換器群内の他の電
力変換器から、前記有効電力指令値を受け取り、有効電力出力値を制御することを特徴と
する多端子直流送電システム。
【請求項８】
請求項１または請求項２に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器の通信線路の構成が、孤立した電力変換
器がないように構成されていることを特徴とする多端子直流送電システム。
【請求項９】
請求項８に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第２の電力変換器群に含まれる電力変換器で通信する情報に、前記電力変換器の有
効電力調整可能容量の情報を含むことを特徴とする多端子直流送電システム。
【請求項１０】
請求項１から請求項９のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムであって、
前記第１の交流系統群が、少なくとも１つの風力発電機から構成されることを特徴とする多端子直流送電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の電力系統群間を、直流送電網を介して連系する、多端子直流送電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
長距離送電や、海底送電の高効率化のために、直流送電システムがよく用いられる。一般の電力系統は交流系統であるので、直流送電システムでは、交流系統の電力を電力変換器で直流に変換して送電する。
【０００３】
従来、直流送電システムは、２つの交流系統間での１対１送電が主流であったが、近年の技術向上により、直流送電網を形成して複数の交流系統を連系する、多端子直流送電システムの導入が増加している。多端子直流送電システムの典型的な一例として、洋上に複数の風車を建設し、直流送電網と電力変換器を用いて陸上に送電する洋上ウインドファームが挙げられる。
【０００４】
係る多端子直流送電システムは、一般には長大な直流送電網を介して２組以上の交流系統群が接続されており、かつ複数の電力変換器も互いに距離を置いて配置されることが多いために、広大な領域にわたって、各電力変換器、線路などが配置されたシステムである。他方、多端子直流送電システムの制御のためには、各電力変換器間の連携制御が不可欠であり、多端子直流送電システム全体を管理、制御するための制御システムの在り方が考慮される必要がある。
【０００５】
この点に関して特許文献１では、中央制御装置による集中一括管理を行う方式が提案されている。この多端子直流システムでは、従来の電力系統と同様に、系統内の運用状態を監視し、中央制御装置で情報収集し、最適な運用となるように制御することができるとしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】国際公開公報ＷＯ２０１２０４４３６９Ａ
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
多端子直流送電システム適用の典型的な一例である洋上ウインドファームにおいて、陸上側の交流系統で送電線地絡事故などの系統事故が発生した場合、陸上側の交流系統への送電容量が低下するため、それに合わせて、洋上ウインドファームの発電電力を制限しなければならないことがある。
【０００８】
然るに、洋上ウインドファームの発電電力の制限は、クリーンな自然エネルギー発電の発電機会を逸失することにつながる。また、交流系統事故時には、事故の影響の拡大防止のため、高速に多端子直流システム内の電力変換器を制御できることが望ましい。
【０００９】
緊急性を要する事故時対応の問題、あるいは通常時における各種情報の共有制御という面で見たときに、中央制御装置を介して各機器の制御が行われる特許文献１の制御システム構成にはいくつかの問題がある。これらは、中央制御装置を介することによる情報収集の遅延、制御信号の伝達などの通信遅延面での対応の遅延であり、特に交流系統事故時に、高速に多端子直流システム内の電力変換器を制御することが困難である。
【００１０】
以上のことから本発明においては、現場の電力変換器側で交流系統事故時などの対応可能な多端子直流送電システムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
そこで、上記課題を解決するために本発明は、第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、第１の電力変換器群と第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備えた多端子直流送電システムであって、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、第１の交流系統群に発生した事故時に、第１の交流系統群と第２の交流系統群との間での電力量を事故発生前の電力量に維持するための制御装置を備えていることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によると、多端子直流送電システムにおいて、一方の交流系統群内の、ある交流系統で交流系統事故などによる送電容量低下が発生しても、もう一方の交流系統群から送電される有効電力を制限せずに、交流系統の送電容量低下の前後で、２つの交流系統群で授受する有効電力を大略一定に保つことができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図。
【図２】本発明が適用可能な典型的な多端子直流送電システムの構成例を示す図。
【図３】陸上側の各電力変換器に分散配置した制御装置の概要構成を示す図。
【図４】実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ１の関係を示す図。
【図５】陸上側の各電力変換器に分散配置した実施例２の制御装置の概要構成を示す図。
【図６】実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ２の関係を示す図。
【図７】実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図。
【図８】通信距離行列Ｄのデータテーブルを示す図。
【図９】実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部の演算フローチャート。
【図１０】実施例３に係る交流系統健全端電力変換器の制御装置内の有効電力指令値演算制御部を示す図。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、本発明の実施形態について図面を用いて説明する。なお、以下の実施例は本発明の一形態を示すものであり、本発明はその要旨を逸脱しない限り、他の形態を含むものである。
【実施例１】
【００１５】
図２は、本発明が適用可能な典型的な多端子直流送電システムの構成例を示している。図２の事例では、洋上ウインドファームで発生した発電電力を、多端子直流送電網を介して陸上側に送電する事例を示している。
【００１６】
図２において、交流系統群ＡＣＷと電力変換器群ＣＯＮＷは洋上ウインドファームＷに設置された設備、交流系統群ＡＣＬと電力変換器群ＣＯＮＬは陸上側に設置された設備であり、これらの間が海底に設置された直流送電網ＤＣＴにより接続されている。
【００１７】
洋上の交流系統群ＡＣＷは、風力発電機ＧＷ（ＧＷ１、ＧＷ２、ＧＷ３）、連系母線ＢＵＳＷ（ＢＵＳＷ１、ＢＵＳＷ２、ＢＵＳＷ３）、送電線ＬＷ（ＬＷ１、ＬＷ２、ＬＷ３）などで構成され、図示の例では各発電機ＧＷが電力変換器群ＣＯＮＷ内の電力変換器（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）を介して直流送電網ＤＣＴに接続されている。なお図２において、洋上の交流系統群ＡＣＷは、各風力発電機ＧＷ（ＧＷ１、ＧＷ２、ＧＷ３）と各電力変換器（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）が対になり、１対１に接続されているが、これは連系母線ＢＵＳＷ（ＢＵＳＷ１、ＢＵＳＷ２、ＢＵＳＷ３）を介して並列接続される構成であってもよい。
【００１８】
これに対し、陸上側の設備も基本的には洋上側設備と同じ構成を採用している。陸上の交流系統群ＡＣＬは、火力、原子力、水力などの発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）、連系母線ＢＵＳＬＡ（ＢＵＳＬＡ１、ＢＵＳＬＡ２、ＢＵＳＬＡ３、ＢＵＳＬＡ４）、送電線ＬＬＡ（ＬＬＡ１、ＬＬＡ２、ＬＬＡ３、ＬＬＡ４）などで構成され、図示の例では各発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）が電力変換器群ＣＯＮＬ内の連系母線ＢＵＳＬＢ（ＢＵＳＬＢ１、ＢＵＳＬＢ２、ＢＵＳＬＢ３、ＢＵＳＬＢ４）、送電線ＬＬＢ（ＬＬＢ１、ＬＬＢ２、ＬＬＢ３、ＬＬ４）、電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）を介して直流送電網ＤＣＴに接続されている。なお図２において、陸上の交流系統群ＡＣＬは、各発電機ＧＬ（ＧＬ１、ＧＬ２、ＧＬ３、ＧＬ４）と各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）が対になり、１対１に接続されているが、これは連系母線、ＢＵＳＬＡ、ＢＵＳＬＢなどを介して並列接続される構成であってもよい。
【００１９】
図２に示す多端子直流送電システムは、第１の交流系統群ＡＣＷと第２の交流系統群ＡＣＬの間に形成されており、第１の交流系統群ＡＣＷ側に３端子、第２の交流系統群ＡＣＬ側に４端子を備えた７端子による多端子直流送電システムの例である。この事例では、第１の交流系統群ＡＣＷ側の３端子（ＣＯＮＷ１、ＣＯＮＷ２、ＣＯＮＷ３）からそれぞれ電力Ｐ１ｂ、Ｐ２ｂ、Ｐ３ｂを送電し、第２の交流系統群ＡＣＬ側の４端子（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）においてそれぞれ電力Ｐ１ａ、Ｐ２ａ、Ｐ３ａ、Ｐ４ａを受電しているものとする。従って、送電電力と受電電力の各合計は正常運転時においては同量である。
【００２０】
なお、図２の多端子直流送電システムにおいて、第２の交流系統群ＡＣＬ側の４端子の各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）における直流側電圧をＶＤＣ１ａ、ＶＤＣ２ａ、ＶＤＣ３ａ、ＶＤＣ４ａとし、交流側母線電圧をＶＡＣ１ａ、ＶＡＣ２ａ、ＶＡＣ３ａ、ＶＡＣ４ａとして示している。
【００２１】
図２の多端子直流送電システムを構成する７端子の電力変換器間は、実際には長大な距離を置いて配置されている。この関係は陸上の４端子間の距離も同じ状況にある。本発明では、陸上側の設備の制御のために中央装置を備えないものである。中央の１か所に全ての情報を集約し、そこでの判断結果を各端子に送信して制御させるという中央装置方式では、制御、保護の遅れが懸念されることから、陸上側の各電力変換器に配置した装置による分散制御方式を採用する。
【００２２】
図３は、陸上側の各電力変換器に分散配置した制御装置の概要構成を示す図である。各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）には、個別の制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）が設置されており、かつ個別の制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）の間は同報通信路ＴＭ１により接続されている。なお同報通信路ＴＭ１は、ある通信局が発した信号が並列に各他通信局に同時送信される通信形態である。
【００２３】
図４は、実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ１の関係を示す図である。図４に示す分散制御装置ＣＴＬ（ＣＴＬ１、ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４）は、陸上側の各電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）にそれぞれ設けられ、有効電力指令補正値演算部１０１と、有効電力指令補正制御部１０２と、通信部１０３により構成されている。有効電力指令補正値演算部１０１と有効電力指令補正制御部１０２の構成は、図１を用いて後述するが、要するに分散制御装置ＣＴＬ（例えばＣＴＬ１）内の有効電力指令補正値演算部１０１で算出した有効電力指令補正値Ｓ１は、ＣＴＬ１内の有効電力指令補正制御部１０２に直接与えられる（実線で示す）とともに、ＣＴＬ１内の通信部１０３に送られ、通信路ＴＭ１、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４内の通信部１０３を介してそれぞれの有効電力指令補正制御部１０２に同報伝送（点線で示す）される。図４では、通信路ＴＭ１は光伝送におけるスター接続による同報伝送の例を記載している。
【００２４】
これによりＣＴＬ１内の有効電力指令補正値演算部１０１で算出した有効電力指令補正値Ｓ１は、通信路ＴＭ１により他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４に同報伝送され、有効電力指令補正制御部１０２における制御にほぼ同時に反映される。なお、図４の通信路ＴＭ１の通信構成は、相互に形成（双方向通信）されており、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４からの通信は、同様にしてＣＴＬ１内の有効電力指令補正制御部１０２における制御に反映される。
【００２５】
図１は、実施例１に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図である。図示の例では、分散制御装置ＣＴＬ２を例示して詳細構成を示している。
【００２６】
分散制御装置ＣＴＬ２は、有効電力指令補正値Ｓ１を与える有効電力指令補正値演算部１０１と有効電力指令補正制御部１０２とで構成されているが、通常状態において有効電力指令補正値Ｓ１はゼロとされている。このため、有効電力指令補正制御部１０２は、自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅに従い、自己の電力変換器ＣＯＮＬ２の出力である有効電力Ｐ２ａを制御している。この制御は他の分散制御装置ＣＴＬ１、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４でも同じであり、それぞれの設定値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｐｒｅに従い自己の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の出力である有効電力Ｐ１ａ、Ｐ３ａ、Ｐ４ａに制御している。この結果として、陸上側の電力変換器ＣＯＮＬの合計では、洋上側電力（Ｐ１ｂ＋Ｐ２ｂ＋Ｐ３ｂ）と同じ電力を与えている。
【００２７】
有効電力指令補正値演算部１０１は、陸上側の交流系統群ＡＣＬにおける事故Ｆを検知したときのみ有効電力指令補正値Ｓ１を与える。ここでは図２の多端子直流送電システムにおいて、電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で事故発生し、送電線ＬＬＡ２が遮断器により開放され、その後高速再閉路が実行されたことを想定し、この時の分散制御装置ＣＴＬ２における動作を主体に説明する。なお、以下本発明の実施例について、本発明における電力変換器の有効電力指令値の演算手法について説明するが、電力変換器は、有効電力指令値に基づいて適切に制御されるものとする。
【００２８】
図１の分散制御装置ＣＴＬ内の有効電力指令補正値演算部１０１では、交流事故検出部３０３において、連系母線ＢＵＳＬＢ２の母線電圧ＶＡＣ２ａを監視している。この監視は、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４でも行われているが、想定事故（電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で発生した事故）に対してはＣＴＬ１でのみ検知され、他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４では検知されないものとする。
【００２９】
有効電力指令値計算部３０４では、事故検知時における送電可能な有効電力を計算する。例えば電力変換器ＣＯＮＬ２に接続された送電線ＬＬＡ２上で発生した事故が至近端三相地絡事故であるのか、比較的に遠方の一相地絡事故であるのかといった事故態様に応じて、事故発生後に当該電力変換器ＣＯＮＬ２から送出可能な有効電力の値Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗを決定する。至近端三相地絡事故であれば送出可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗはゼロであるが、軽微な一相地絡事故であれば健全な２相により７０％程度の有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗを送出可能であると判断する。なお送出可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの算出に当たり、電力変換器が過電流にならないように、交流系統事故中の有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｎｅｗを決定するのがよい。
【００３０】
減算部３０５には、自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、事故態様に応じて決定された事故時に送電可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗが与えられ、その差ΔＰ２ａを導出している。本発明においては、事故発生の前後において陸上側電力変換器が送出する総電力量を変動させないことを主目的としている。このため、減算部３０５では事故により当該電力変換器ＣＯＮＬ２から送出不可能となった電力分ΔＰ２ａを他の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４に追加分担させようとしている。
【００３１】
有効電力指令値配分部３０６では、交流系統事故発生端電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、交流系統事故中の有効電力指令値Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの差分ΔＰ２ａを基に、交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４に分配する有効電力指令補正値Ｓ１（ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４）を演算する。実施例１では、交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３、Ｐｍａｒ４）を基に分配する。なお有効電力調整可能容量Ｐｍａｒとは、例えば定格容量を１００とする時に現在の運転が７０であれば、差分の３０を現在運転からの追加負担可能量（＝有効電力調整可能容量Ｐｍａ）として計算したものである。この有効電力調整可能容量Ｐｍａｒの算出に当たり、短時間の運転であれば電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の定格容量の代わりに、過渡的な容量を基準にするものであってもよい。
【００３２】
交流系統健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３、Ｐｍａｒ４）は、交流系統事故中に、電力変換器間の通信で交流系統事故端の電力変換器に送信することも可能であるが、交流事故発生前に、電力変換器間の通信もしくは上位の中央制御装置を介した通信によって、相互に電力変換器の有効電力調整可能容量を情報共有することも可能である。なお、交流事故発生前に通信する場合には、交流系統事故中の電力変換器の有効電力調整可能容量の情報に関する通信は不要となり、交流系統事故中の電力変換器間の通信遅延を削減できる。
【００３３】
図１において、電力変換器ＣＯＮＬ１に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、電力変換器ＣＯＮＬ３に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿３、電力変換器ＣＯＮＬ４に送信する有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿４は、電力変換器ＣＯＮＬ１の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ１、電力変換器ＣＯＮＬ３の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ３、電力変換器ＣＯＮＬ４の有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ４を用いて、（１）式により演算することができる。
【００３４】
【数１】
0006410674.tif 000002
【００３５】
有効電力指令値配分部３０６で求めた有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４は、通信部１０３、通信路ＴＭ１を介して、電力変換器ＣＯＮＬ１、電力変換器ＣＯＮＬ３、電力変換器ＣＯＮＬ４側の分散制御装置ＣＴＬ２、ＣＴＬ３、ＣＴＬ４内の有効電力指令補正制御部１０２にそれぞれ送信される。この中では、加算器３０７において、それぞれの目標有効電力Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｐｒｅに、有効電力指令補正値ΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４を加算して最終の制御目標信号Ｐ１ａｒｅｆ＿ｎｅｗ、Ｐ３ａｒｅｆ＿ｎｅｗ、Ｐ４ａｒｅｆ＿ｎｅｗを得る。なお、事故発生端子ＣＯＮＬ２の有効電力指令値配分部３０６では、自己の有効電力指令補正制御部１０２には有効電力指令補正値ΔＰ２ａを与えない。図１において示された有効電力指令補正制御部１０２に至るラインは、他の端子での事故検出の際に反映される制御ラインとして示されている。
【００３６】
以上説明した実施例１において、交流事故検出部３０３が事故検知して出力を与え、有効電力指令値計算部３０４から事故検知時における送電可能な有効電力を与える期間は、検知する電圧の低下期間である。つまり、事故発生により電圧低下し、保護継電器が作動して遮断器が開放され、その後高速再閉路動作により遮断器が閉じられて事故除去に成功した時点までとされる。
【００３７】
なお、事故が永久事故であり、高速再閉路による事故除去に失敗した場合には、再度遮断器が開放されることになる。この場合に、有効電力指令値計算部３０４から事故検知時における送電可能な有効電力を与え続けるか否かについては、適宜考慮すればよい。電力変換器ＣＯＮＬによる連続運転が可能であれば継続しても良いし、連続運転が困難であれば適宜の時期に電力変換器ＣＯＮＬの受電電力を低減して運転するのがよい。後者の場合に洋上側からの送出電力と陸上側の受電電力に差異を生じることから、洋上側からの送出電力を制限する運転が行われることになる。
【００３８】
また実施例１では、図１の有効電力指令値配分部３０６について、交流系統健全端の電力変換器の有効電力調整可能容量を基に演算する方法について説明したが、本発明に適用可能な有効電力指令値配分部３０６に適用可能な演算方法は実施例１で説明した方法に限定されない。
【００３９】
また、実施例１では電力変換器間の通信手段として、通信線ＴＭ１を用いたが、通信手段は、無線通信を用いてもよい。
【実施例２】
【００４０】
次に、本発明の実施例２について説明する。実施例２について、図５から図７を用いて説明する。なお実施例２は、実施例１と同様に、図２のＦ点において三相地絡事故が発生した場合の制御を例にとり示している。
【００４１】
実施例１では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の任意の電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ２、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４）の間が同報通信線ＴＭ１によって繋がっているのに対し、実施例２では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の各電力変換器が通信線ＴＭ２を用いてカスケード接続された通信回路を用いる。
【００４２】
図５は、陸上側の各電力変換器に分散配置した実施例２の制御装置の概要構成を示す図であり、図３に対応している。図３では通信路ＴＭ１は同報通信路であったが、図５の通信路ＴＭ２はカスケード接続された通信回路である点において相違している。つまり図５のカスケード通信路ＴＭ２の例では、電力変換器ＣＯＮＬ１の制御装置ＣＴＬ１の通信部が通信線ＴＭ２の始点、電力変換器ＣＯＮＬ４の制御装置ＣＴＬ４の通信部が通信線ＴＭ２の終点であり、制御装置ＣＴＬ１の与えた信号は、制御装置ＣＴＬ２の通信部、制御装置ＣＴＬ２の通信部を経由して、制御装置ＣＴＬ４の通信部に送信されることになる。なおカスケード通信路ＴＭ２は他の形式であってもよく図５の例では始点、終点を有する形式であったが、これは一巡するタイプであってもよい。係るカスケード通信路形式では、各通信部を経由することによる伝送遅れが分散制御装置における迅速な制御、保護に支障となる。先にも述べたように、各電力変換器間は長大な距離を置いて配置されている。
【００４３】
実施例２は、カスケード接続された通信路であっても、事故発生前と同量の電力を確保するためのものである。具体的には、実施例２では、交流系統事故発生端電力変換器から通信距離が近い電力変換器に優先的に補償有効電力指令値を割り振ることで、実施例１と比べて、通信線の数を削減しつつ、交流系統の事故発生中にも、２つの交流系統群で授受する有効電力を交流系統の事故発生前と同様に保つことができる。
【００４４】
図６は、実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬと通信路ＴＭ２の関係を示す図であり、実施例１の図４に対応している。図４との相違点は通信路ＴＭ２のみである。図４が同報通信であるに対し、図６はカスケード通信である。また図５と図６は同じくカスケード通信のものであるが、図６にはより信頼度の高い一巡形式のカスケード通信路の例を示している。
【００４５】
この一巡タイプの場合のカスケード通信路ＴＭ２は、制御装置ＣＴＬ１の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２１２、制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２２３、制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３と制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に送信する通信線ＴＭ２３４、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３から制御装置ＣＴＬ１の通信部１０３の間で送受信する通信線ＴＭ２４１で構成されている。従って、制御装置ＣＴＬ２の通信部１０３から、隣接する制御装置ＣＴＬ１、ＣＴＬ３の通信部１０３に送信する場合には、通信線ＴＭ２２３あるいは通信線ＴＭ２１２により信号伝送すればよいが、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に伝送する場合には、隣接する制御装置ＣＴＬ３の通信部１０３から、さらに通信線ＴＭ２３４を経由して、制御装置ＣＴＬ４の通信部１０３に到達することになる。
【００４６】
図７は、実施例２に係る分散制御装置ＣＴＬの具体構成を示す図であり、実施例１の図１に対応している。図１と相違している点は、通信路ＴＭ２以外には、有効電力指令値配分部３０６が通信距離優先配分計算部５０４に置換されている点である。
【００４７】
図７において、交流事故検出部３０３、有効電力指令値計算部３０４、減算部３０５の構成並びに機能は、基本的に図１のそれらと同じかもしくは同等であるので、この部分の説明を割愛する。図７の通信距離優先配分計算部５０４では、入力されたΔＰ２ａ（自己に予め設定されている有効電力指令値Ｐ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅと、事故態様に応じて決定された事故時に送電可能な有効電力Ｐ２ｒｅｆ＿ｎｅｗの差）を、カスケード通信経路ＴＭ２における通信距離の観点から、追加分担する電力量を配分する。
【００４８】
通信距離優先配分計算部５０４における処理を図８、図９を用いて説明する。まず図８は、適宜の記憶装置内に予め準備された通信距離行列Ｄのデータテーブル６０１である。このデータテーブル６０１は、縦横のマトリクスに陸上側電力変換器名（ＣＯＮＬ１からＣＯＮＬ４）、あるいはその制御装置名を記述している。さらに縦横マトリクスには、一方の電力変換器の通信部から他方の電力変換器の通信部に信号伝送するときに、通過する電力変換器の通信部の個数を記述している。また通信距離行列６０１のｍ行ｎ列（ｍ、ｎは１から４の整数）は、一方の電力変換器から他方の電力変換器までの通信距離を意味するともいえる。
【００４９】
図６の一巡カスケード通信路の場合、縦横の電力変換器が同じものであれば通過数（通信距離）は「０」、双方向通信の場合隣接する電力変換器は「１」、さらに隣接する電力変換器は「２」とされる。電力変換器数は４であり、双方向通信を行っているので、最大数は「２」である。例えば、電力変換器ＣＯＮＬ１から電力変換器ＣＯＮＬ３までの通信距離は、電力変換器ＣＯＮＬ１から電力変換器ＣＯＮＬ２までの通信線ＴＭ２１２と、電力変換器ＣＯＮＬ２から電力変換器ＣＯＮＬ３までの通信線ＴＭ２２３を合わせて２となるため、通信距離行列６０１の１行３列は２となる。通信距離行列６０１は、通信回路の構成によってのみ決まるため、交流系統事故の前後で変化しない。そのため、交流系統事故発生前に、通信距離行列６０１を演算することは可能である。
【００５０】
図９は実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部５０４の演算フローチャートである。図７において、Ｓ７０１は処理開始処理ステップ、Ｓ７０２は電力変換器選択処理ステップ、Ｓ７０３は調整容量選択処理ステップ、Ｓ７０４は有効電力アンバランス量演算処理ステップ、Ｓ７０５は有効電力指令値配分処理ステップ、Ｓ７０６は有効電力バランス判定処理ステップ、Ｓ７０７は通信距離更新処理ステップ、Ｓ７１０は終了処理ステップである。
【００５１】
最初の開始処理ステップＳ７０１では、通信距離係数ｋを初期値１に設定する。次に電力変換器選択処理ステップＳ７０２では、図８の通信距離行列６０１を基に、交流事故発生端の電力変換器（この場合にはＣＯＮＬ２）から通信距離ｋ（＝１）の位置にある電力変換器を選択する。電力変換器がＣＯＮＬ２である場合には、隣接する電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３が選択されることになる。
【００５２】
調整容量選択処理ステップＳ７０３では、電力変換器選択処理ステップＳ７０２で選択された電力変換器（ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３）の有効電力調整可能容量（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）を選択する。電力変換器ＣＯＮＬの有効電力調整可能容量Ｐｍａｒは、実施例１と同様に、交流事故発生前に通信することで、交流系統事故中の電力変換器の有効電力調整可能容量の情報に関する通信は不要となり、交流系統事故中の電力変換器間の通信遅延を削減できる。
【００５３】
有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４では、交流系統事故発生端電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値と交流系統事故中の有効電力指令値の差分のうち、交流系統健全端電力変換器に配分されていない有効電力を演算し出力する。電力変換器ＣＯＮＬ２の、事故発生前の有効電力指令値はＰ２ａｒｅｆ＿ｐｒｅ、交流系統事故中の有効電力指令値はＰ２ａｒｅｆ＿ｎｅｗであり、その差分であるΔＰ２ａが出力される。
【００５４】
有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５では、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量Ｐｍａｒと、有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力ΔＰ２ａを基に、各電力変換器の有効電力指令補償値を演算する。
【００５５】
以下の説明では、有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５において、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量の総和と有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力の大小関係で場合分けして、図９の演算フローチャートを説明する。
【００５６】
まず、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量の総和が有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力より大きい場合について例を挙げて説明する。
【００５７】
実施例２において、ｋ＝１の場合、（２）式のようにして、電力変換器ＣＯＮＬ１に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１と、電力変換器ＣＯＮＬ３に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿３が演算されたとする。
【００５８】
【数２】
0006410674.tif 000003
【００５９】
なおΔＰ２ａ＿１とΔＰ２ａ＿３の分配演算方法については、有効電力調整可能容量に応じて比例配分する方法や、電力変換器ＣＯＮＬ１に優先的に割り振る方法などを用いることができる。
【００６０】
この場合には、有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の和が、補償有効電力指令値ΔＰ２ａより大きいため、電力変換器ＣＯＮＬ１と電力変換器ＣＯＮＬ３のみで、補償有効電力指令値ΔＰ２ａを補償することができる。
【００６１】
有効電力バランス判定処理ステップＳ７０６では、有効電力指令値の配分が完了したかどうかを判定する。完了している場合には、処理ステップＳ７１０へ進み、完了していない場合には、処理ステップＳ７０７へ進む。有効電力指令値の配分が完了している場合には、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択されなかった電力変換器の有効電力アンバランス補償指令値を０に指定する。
【００６２】
上記の例の場合、ΔＰ２ａ＝ΔＰ２ａ＿１＋ΔＰ２ａ＿３となるように配分が完了しているため、処理ステップＳ７１０へ進み、終了処理ステップＳ７１０によって、図９の演算フローチャートは終了となる。
【００６３】
次に、調整容量選択処理ステップＳ７０３で選択された有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の総和が有効電力アンバランス量演算処理ステップＳ７０４から出力される有効電力より小さい場合について例を挙げて説明する。
【００６４】
実施例２において、ｋ＝１の場合、（３）式のように、電力変換器ＣＯＮＬ１に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１と、電力変換器ＣＯＮＬ３に分配される補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿３が演算される。
【００６５】
【数３】
0006410674.tif 000004
【００６６】
このケースでは、有効電力調整可能容量Ｐｍａｒ（Ｐｍａｒ１、Ｐｍａｒ３）の和がΔＰ２ａより小さいため、電力変換器ＣＯＮＬ１と電力変換器ＣＯＮＬ３のみで、ΔＰ２ａを補償することができない。この場合、有効電力指令値の配分が完了していないため、有効電力バランス判定処理ステップＳ７０６を経て、処理ステップＳ７０７へ進む。通信距離ｋにある電力変換器のみではΔＰ２ａを補償できないため、通信距離更新処理ステップＳ７０７で、通信距離ｋをｋ＋１に更新する。
【００６７】
通信距離ｋ＋１に更新後、交流系統事故発生端電力変換器の、事故発生前の有効電力指令値と交流系統事故中の有効電力指令値の差分のうち、交流系統健全端電力変換器に配分されていない有効電力を再演算する。以降、有効電力指令値の配分が完了するまで、演算フローチャートを繰り返す。
【００６８】
以上が、実施例２における通信距離優先有効電力指令値演算部５０４の演算フローチャートの説明である。なお、有効電力指令値配分処理ステップＳ７０５で演算されたΔＰ２ａ＿１、ΔＰ２ａ＿３、ΔＰ２ａ＿４は、通信線ＴＭ２を通じて、各電力変換器ＣＯＮＬ１、ＣＯＮＬ３、ＣＯＮＬ４に送信される。
【００６９】
かくして、交流系統健全端・通信線路中間部の電力変換器の有効電力指令値制御１０２および交流系統健全端・通信線路末端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０２では、交流系統事故発生端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０１から送信された信号に基づいて、実施例１における交流系統健全端の電力変換器の有効電力指令値制御部１０２と同様に、各電力変換器の交流系統事故中の有効電力指令値を演算する。
【００７０】
なお、実施例２では、電力変換器群ＣＯＮＬ内の各電力変換器が、通信線ＴＭ２を介して、通信経路がカスケード接続構成になっている場合について説明したが、通信経路の構成については、環状構成やツリー状構成など、様々なネットワークトポロジーを用いることが可能である。要するに経由して伝送が行われる場合に、本発明の対策が有効である。また、実施例２では電力変換器間の通信手段として、通信線ＴＭ２を用いたが、通信手段は、無線通信を用いてもよい。
【実施例３】
【００７１】
次に、本発明の実施例３について説明する。実施例３では、電力変換器間の通信線を用いずに、交流系統の事故発生中にも、２つの交流系統群で授受する有効電力を交流系統の事故発生前と同様に保つことができる。実施例３について、図２と図１０を用いて説明する。なお実施例３は、実施例１、実施例２と同様に、図２のＦ点において三相地絡事故が発生した場合の制御を例にとり示している。
【００７２】
Ｆ点の三相地絡事故により、母線電圧ＶＡＣ２ａが低下する。この場合、電力変換器ＣＯＮＬ２の保護のため、母線電圧ＶＡＣ２ａの低下幅に応じて、電力変換器ＣＯＮＬ２は送電電力Ｐ２ａを制限しなければならない。有効電力Ｐ２ａの制限により、電力変換器群ＣＯＮＷから直流送電網ＤＣＴに送電される有効電力の総和Ｐｂが、電力変換器群ＣＯＮＬから交流系統群ＡＣＬに送電される有効電力の総和Ｐａよりも大きくなる。ＰａとＰｂの差分によって、直流送電網ＤＣＴ内の直流電圧が変化する。直流電圧の変化幅に応じて各電力変換器が有効電力アンバランス補償指令値を演算することで、通信線を用いずに、ＰａとＰｂのアンバランスを解消できる。
【００７３】
図１０は、実施例３に係る交流系統事故中の電力変換器群ＣＯＮＬ内の交流系統健全端電力変換器（例えばＣＯＮＬ１）の制御装置ＣＴＬ内の有効電力指令値演算制御部３０４である。図１０では電力変換器ＣＯＮＬ１の有効電力指令値演算制御部についてのみ記載しているが、他の交流系統健全端電力変換器である電力変換器ＣＯＮＬ３、電力変換器ＣＯＮＬ４についても同様の制御を適用する。
【００７４】
図１０は交流系統健全端の電力変換器の有効電力指令値制御部３０４であり、不感帯ブロック８０２、補償有効電力演算ブロック８０３、加算ブロック８０４から構成されている。以下においては健全端を代表して電力変換器ＣＯＮＬ１の例で説明するが、同様の機能は、ほかの健全端においても行われている。
【００７５】
健全端の電力変換器ＣＯＮＬ１は、電力変換器ＣＯＮＬ１の直流側から至近端直流電圧ＶＤＣ１ａを検出している。不感帯ブロック８０２には、予め、不感帯上限値ＶＤＣ１ａ＿ｕｌｉｍと不感帯下限値ＶＤＣ１ａ＿ＬＬｉｍが設定されており、入力ＶＤＣ１ａに対して、不感帯を逸脱しない場合には０を出力し、不感帯を逸脱した場合には、不感帯からの差分ΔＶＤＣ１ａを出力する。
【００７６】
この構成によれば、直流送電網ＤＣＴに洋上側から供給される電力Ｐｂと、直流送電網ＤＣＴから陸上側に送出される電力Ｐａが同量である場合には、各電力変換器が検知した直流電圧は不感帯ブロック８０２で設定されている上下限値の範囲内に存在している。
【００７７】
これに対し、陸上側送電線の事故Ｆが生じている場合には、以下のようである。この場合には、直流送電網ＤＣＴに洋上側から供給される電力Ｐｂが、直流送電網ＤＣＴから陸上側に送出される電力Ｐａよりも大きくなり、この結果各電力変換器が検知した直流電圧は不感帯ブロック８０２で設定されている上下限値の範囲を逸脱し、図１０の不感帯ブロック８０２から差分ΔＶＤＣ１ａを出力する。なお、この検知は全ての陸上側電力変換器ＣＯＮＬにおいて可能であるが、事故発生端子である陸上側電力変換器ＣＯＮＬ２では、以下の機能を働かせる必要がない。このため、陸上側電力変換器ＣＯＮＬ２では交流側電圧の低下をもって、以下の動作を阻止するのがよい。
【００７８】
次に、補償有効電力演算ブロック８０３において、不感帯ブロック８０２の出力値ΔＶＤＣ１ａから、補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１を演算する。補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１の演算に当たり、補償有効電力演算ブロック８０３内の処理には、比例制御や非線形制御など、様々な制御手法を用いることが可能である。
【００７９】
次に、補償有効電力指令値ΔＰ２ａ＿１に、電力変換器ＣＯＮＬ１の交流系統事故発生前の有効電力指令値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｐｒｅを加算ブロック８０４で加算し、電力変換器ＣＯＮＬ１の交流系統事故発生中の有効電力指令値Ｐ１ａｒｅｆ＿ｎｅｗを演算する。健全側の電力変換器では、上記制御回路が機能して、それぞれが分担追加する有効電力を演算して制御に反映させている。これにより、他の電力変換器との間での通信を不要としながら、陸上側交流送電線の事故時における追加分担制御が実現可能である。なお、不感帯ブロック８０２の不感帯上限値および不感帯下限値は、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、任意に設定可能である。
【００８０】
以上の実施例を通じて、本発明は「第１の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第１の電力変換器群と、第２の交流系統群に接続され、複数の電力変換器で構成された第２の電力変換器群と、第１の電力変換器群と第２の電力変換器群との間に形成された直流送電網とを備えた多端子直流送電システムであって、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器は、第１の交流系統群に発生した事故時に、第１の交流系統群と第２の交流系統群との間での電力量を事故発生前の電力量に維持するための制御装置を備えた」ものである。
【００８１】
なおこの場合に、電力量を事故発生前の電力量に維持することは、完全一致のみを意味しない。つまり、事故による電力低下量を極力少なくするという意味を含めて維持するとしたものである。
【００８２】
この本発明思想は、実施例１では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、同報通信路により接続されており、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した第１の制御装置は、当該事故による電力低下分を求め、同報通信路を介して前記事故を検知していない第２の制御装置に対して、事故による電力低下分を分担負担する信号を与える」ことにより、具現化されている。
【００８３】
また本発明思想は、実施例２では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、カスケード通信路により接続されており、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した第１の制御装置は、当該事故による電力低下分を求め、カスケード通信路を介して事故を検知していない第２の制御装置に対して、事故による電力低下分を分担負担する信号を与える」ことにより、具現化されている。
【００８４】
また本発明思想は、実施例３では、「制御装置は、第１の電力変換器群に属する複数の電力変換器に個別に設けられて、その直流送電網側の直流電圧を監視し、当該直流電圧の変動に応じて、自己の電力変換器が分担負担すべき電力量を補正するとともに、制御装置のうち第１の交流系統群に発生した事故を検知した制御装置は電力量の補正を行わない」」ことにより、具現化されている。
【符号の説明】
【００８５】
ＡＣＷ、ＡＣＬ：交流系統群
ＣＯＮＷ、ＣＯＮＬ：電力変換器
ＤＣＴ：直流送電網
Ｗ：洋上側
Ｌ：陸上側
ＧＷ：風力発電機
ＧＬ：火力、水力、原子力発電機など
ＢＵＳ：連系母線
ＬＬ、ＬＷ：送電線
ＶＡＣ：交流電圧
ＶＤＣ：直流電圧
ＴＭ１、ＴＭ２：通信線
ＣＴＬ：分散制御装置
１０１：有効電力指令補正値演算部
１０２：有効電力指令補正制御部
１０３：通信部
３０３：交流事故検出部
３０４：交流系統事故中の有効電力指令値演算部
３０５：減算ブロック
３０６：有効電力指令値配分ブロック
３０７：加算ブロック
５０４：通信距離優先有効電力指令値演算ブロック
６０１：通信距離行列
Ｓ７０１：開始処理ステップ
Ｓ７０２：電力変換器選択処理ステップ
Ｓ７０３：調整容量選択処理ステップ
Ｓ７０４：有効電力アンバランス量演算処理ステップ
Ｓ７０５：有効電力指令値配分処理ステップ
Ｓ７０６：有効電力バランス判定処理ステップ
Ｓ７０７：通信距離更新処理ステップ
Ｓ７１０：終了処理ステップ
８０２：不感帯ブロック
８０３：補償有効電力演算ブロック
８０４：加算ブロック
【図１】
0006410674.tif 000005
【図２】
0006410674.tif 000006
【図３】
0006410674.tif 000007
【図４】
0006410674.tif 000008
【図５】
0006410674.tif 000009
【図６】
0006410674.tif 000010
【図７】
0006410674.tif 000011
【図８】
0006410674.tif 000012
【図９】
0006410674.tif 000013
【図１０】
0006410674.tif 000014