発電装置を備えた発電設備に設けられていて、外部負荷に出力される出力電圧を安定化させる電圧安定化装置であって、前記電圧安定化装置は、発電装置と外部負荷との間の電力供給ラインに設けられていることを特徴とする発電設備に設けられた電圧安定化装置。前記発電設備は、前記発電装置で発電された電力を変換するコンバータと、コンバータで変換された直流電力を交流電力へと変換するインバータとを備えていて、前記電圧安定化装置は、発電装置とコンバータとの間の電力供給ライン、コンバータとインバータとの間の電力供給ライン、インバータと外部負荷との間の電力供給ラインのいずれかに設けられていることを特徴とする請求項1に記載の発電設備に設けられた電圧安定化装置。前記電圧安定化装置は、前記電力供給ラインの極間に設けられた抵抗と、抵抗間の電圧を測定する電圧測定器と、電圧測定器で測定された電圧が所定の電圧となっているか否かを判断する比較部と、比較部での比較結果に応じて前記抵抗を流れる電流のON/OFFを行っているスイッチング部と、を備えていることを特徴とする請求項1または2に記載の電圧安定化装置。前記スイッチング部は、前記比較部での比較結果に応じて指令を発する高周波指令部と、この高周波指令部の信号が入力されることによりスイッチングされるスイッチング素子と、を備えていることを特徴とする請求項3に記載の電圧安定化装置。前記スイッチング部は、IGBT、SSR、SSCのいずれかからなることを特徴とする請求項3又は4に記載の電圧安定化装置。前記電圧安定化装置は、整流部を有し、前記整流部において電力供給ラインからの電流を整流した上で、前記電圧測定器にて抵抗間の電圧を測定するように構成されていることを特徴とする請求項1~5のいずれかに記載の電圧安定化装置。前記発電装置は、液体の作動媒体を蒸発させる蒸発器と、この蒸発器で生成された作動媒体の蒸気を用いて発電を行う発電機と、この発電機で発電に用いられた作動媒体の蒸気を凝縮させる凝縮器と、凝縮器で液状とされた作動媒体を圧送するポンプと、を備えていて、前記作動媒体を蒸発器から発電機及び凝縮器を経由して蒸発器に帰還させつつ発電機で発電を行う構成とされていることを特徴とする請求項1~6のいずれかに記載の電圧安定化装置。電圧安定化装置での電圧安定処理に連動して、発電機を通過する作動媒体の循環量を制御するように構成されていることを特徴とする請求項1~7のいずれかに記載の電圧安定化装置。ところで、上述した特許文献1や特許文献2の発電装置は、電力会社などが提供する外部電力系統に常に接続した状況下で出力電圧を安定化するものである。例えば、特許文献1の発電装置は、停電などによって接続された外部電力系統からの電力供給が停止した際に、発電機のロータが高速回転し続け、過回転速度により発電機が破損することを防止するために、発電機から冷却媒体導入手段に送電する電力を調整するものである。また、特許文献2の発電装置も、外部電力系統からの電力供給が停止した際に、別途電力蓄積要素を設けることなく余剰電力を回生抵抗で消費させて、負荷の変動に対する優れた出力応答性を実現するものである。つまり、特許文献1や特許文献2の発電装置は、多大な電力を供給する外部電力系統との接続下において電圧を安定化させるものであり、外部電力系統とは異なる小規模な自家発電設備外部電力系統から切り離された自立的な発電設備とは技術が全く異なるものである。言い換えれば、特許文献1や特許文献2では、離島などで用いられる自家発電設備において外部負荷の変動に対応し電圧を安定化させることができないのが実情である。そこで、本発明は、上記問題点に鑑み、電力系統から切り離された状態においても外部負荷の変動に対応して電圧を迅速且つ確実に安定化させることができる発電装置の電圧安定化装置及び電圧安定化方法を提供することを目的とする。前記目的を達成するため、本発明は次の技術的手段を講じている。すなわち、本発明の発電設備に設けられた電圧安定化装置は、発電装置を備えた発電設備に設けられていて、外部負荷に出力される出力電圧を安定化させる電圧安定化装置であって、前記電圧安定化装置は、発電装置と外部負荷との間の電力供給ラインに設けられていることを特徴とするものである。好ましくは、発電装置と、発電装置で発電された電力を変換するコンバータと、コンバータで変換された直流電圧を交流電圧へと変換するインバータとを備えている発電設備に設けられていて、前記電圧安定化装置は、発電装置とコンバータとの間の電力供給ライン、コンバータとインバータとの間の電力供給ライン、インバータと外部負荷との間の電力供給ラインのいずれかに設けられているとよい。好ましくは、前記電圧安定化装置は、前記電力供給ラインの極間に設けられた抵抗と、当該極間の電圧を測定する電圧測定器と、電圧測定器で測定された電圧が所定の電圧となっているか否かを判断する比較部と、比較部での比較結果に応じて前記抵抗を流れる電流のON/OFFを行っているスイッチング部と、を備えているとよい。好ましくは、前記スイッチング部は、前記比較部での比較結果に応じて指令を発する指令部と、この指令部の信号が入力されることによりスイッチングされるスイッチング素子と、を備えているとよい。好ましくは、前記スイッチング素子は、IGBT、SSR、SSCのいずれかであるとよい。好ましくは、前記電圧安定化装置は、整流部を有し、前記整流部において電力供給ラインからの電流を整流すると共に、前記電圧測定器にて極間の電圧を測定するように構成されているとよい。好ましくは、前記発電装置は、液体の作動媒体を蒸発させる蒸発器と、この蒸発器で生成された作動媒体の蒸気を用いて発電を行う発電機と、この発電機で発電に用いられた作動媒体の蒸気を凝縮させる凝縮器と、凝縮器で液状とされた作動媒体を圧送するポンプと、を備えていて、前記作動媒体を蒸発器から発電機及び凝縮器を経由して蒸発器に帰還させつつ発電機で発電を行う構成とされているとよい。好ましくは、電圧安定化装置での電圧安定処理に連動して、発電機を通過する作動媒体の循環量を制御するように構成されているとよい。本発明の発電設備に設けられた電圧安定化装置及び電圧安定化方法によれば、外部電力系統から切り離された状態においても外部負荷の変動に対応して電圧を迅速且つ確実に安定化させることができる。以下、本発明に係る発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の実施形態を示している。本発明の電圧安定化装置2は、外部電力系統電力会社などの系統から切り離された自立的な発電設備1に設けられている。図1には、本実施形態の発電設備1自立的な発電設備1が示されている。この発電設備1は、所定の電力例えば、所定電圧の三相電力を発電可能な発電装置3と、この発電装置3で発電された電力を変換するコンバータ4、インバータ5を有している。具体的には、発電装置3で発電された所定電圧の三相電力は、コンバータ4に送られ直流に変換される。コンバータ4で変換された直流はインバータ5へ送られ、外部負荷6に応じた電力例えば、三相200V、60Hzへと変換される。ところで、このような自立的な発電設備1においては、外部負荷6が大きく変動すると供給電圧が不安定になりやすく、安定した電圧の発電電力を供給することが困難になる。この問題に対応するために、本発明の発電設備1には、電圧安定化装置2が備えられている。電圧安定化装置2は、インバータ5と外部負荷6との間の電力供給ライン図1に示すAの位置、コンバータ4とインバータ5との間の電力供給ライン図1に示すBの位置、発電機9とコンバータとの間の電力供給ライン図1に示すCの位置のいずれかに配備されている。加えて、各位置に配備される電圧安定化装置2の仕組みにも複数のものが採用可能である。以下、これらを第1実施形態~第12実施形態として、順に説明する。なお、発電装置に用いられる機構としては、タービン発電機、ディーゼル発電機、風力発電機、水力発電機を用いたなどが考えられるが、本実施形態ではバイナリ発電機を例示して説明する。[第1実施形態]図2には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第1実施形態が示されている。この図に示すように、本実施形態の発電装置は、バイナリ発電装置であり、設備外の熱を熱源として利用して発電を行うものであって、液体の作動媒体を蒸発させる蒸発器8と、この蒸発器8で生成された作動媒体の蒸気を用いて膨張機のタービン例えば、スクリュ膨張機のスクリュタービンを回転させて発電を行う発電機9と、この発電機9で発電に用いられた作動媒体の蒸気を凝縮させる凝縮器10とを有している。これらの蒸発器8、発電機9、凝縮器10は作動媒体を循環させる閉ループ状の循環配管11により接続されており、この循環配管11には作動媒体例えば、水より沸点の低い低沸点有機媒体などを蒸発器8から発電機9凝縮器10を経由して蒸発器8に帰還する順に循環させる媒体循環ポンプ12が備えられている。図2に示すように、第1実施形態の電圧安定化装置2は、インバータ5から出力外部負荷6までの交流配線図1に示すAの位置の電力供給ラインであって、インバータ5から出力された3相の交流配線に対して、3相3極のうち2相間2極間を結ぶ配線、言い換えればs-r間、s-t間、r-t間にそれぞれ設けられていて、これらの相間を流れる電流を調整することで各相間の電圧を調整している。それぞれの相間に設けられる電圧安定化装置2は、相間極間を結ぶ配線上に設けられた抵抗13と、相間の電圧を測定する電圧測定器14とを有している。さらに、電圧安定化装置2は、電圧測定器14で測定された電圧が所定の電圧となっているか否かを比較判断する比較部15と、比較部15での判断の結果に応じて作動するスイッチング部16とを備えている。スイッチング部16は、高周波ゲート指令部17指令部とこの高周波ゲート指令部17の信号がゲートに入力されるIGBT18パワースイッチング素子とを備えている。なお、相間を結ぶ配線上には、スイッチング部と並列に整流子が設けられていてもよい。次に、電圧安定化装置2を構成する抵抗13、電圧測定器14、比較部15及びスイッチング部16について詳しく説明する。抵抗13は、2相間を結ぶ配線上に配備されている。この抵抗13には予め定められた抵抗値が与えられており、一方の配線から他方の配線に所定の電流が流れて電力を消費することによって2相間の電圧を所望の値に調整できるようになっている。電圧測定器14は、2相間の電圧を計測する電圧計である。電圧測定器14で測定された電圧の測定値は比較部15に出力される。比較部15は、電圧測定器14で測定された電圧が所定の電圧となっているか否かを比較判断するものであり、コンパレータなどから構成されている。比較部15では、電圧の測定値が予め定められた電圧範囲を逸脱した際にスイッチング部16に比較結果信号を送る。比較部15からの比較結果は高周波ゲート指令部17に入力され、高周波ゲート指令部17では、例えば20kHzの高周波数で、比較部15からの信号に基づいてIGBTを制御する。具体的には、比較部15で2相間の電圧の測定値が予め定められた電圧範囲閾値を逸脱したと判断された際には、高周波ゲート指令部17はIGBT18のゲートに対してスイッチング動作させるために電圧を印加する。IGBT18がスイッチング動作するとオン動作、IGBT18のコレクタ~エミッタ間に電流が流れると共に抵抗13にも電流が流れるようになり、2相間の電圧が低くなり、2相間の電圧を変更することができる。スイッチング動作は、高周波ゲート指令部17により高周波数で行われるため、2相間の電圧を所望の値に調整できるようになる。なお、IGBT18には、スイッチング時の電流の向きとは反対向きに電流が流れることを許容する整流子がスイッチング部16と並列に設けられていても良い。このように、第1実施形態の電圧安定化装置2を用いれば、発電設備1のインバータ5から出力された3相の交流のうちs-r間、s-t間、r-t間の電圧をそれぞれ所定範囲内に納めることができ、外部負荷6の変動に迅速に対応して出力電圧を常に一定なものとすることができ、発電設備1からの品質に優れた電力の供給が可能となる。[第2実施形態]次に、第2実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図3には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第2実施形態が示されている。図3に示すように、第2実施形態の電圧安定化装置2は、第1実施形態と同様に、インバータ5から外部負荷6までの交流配線図1に示すAの位置の電力供給ラインであって、インバータ5から出力された3相の交流配線にそれぞれ設けられていて、これらの相間を流れる電流を調整することで各相間の電圧を調整している。それぞれの相間に設けられる電圧安定化装置2は、第1実施形態と同様に抵抗13、電圧測定器14及び比較部15に加え、比較部15での判断の結果に応じて抵抗13を流れる電流をON/OFFするスイッチング部16を備えている。このスイッチング部16には、第1実施形態とは異なりSSR19SolidStateRelayが用いられている。次に、第2実施形態の電圧安定化装置2を構成する比較部15及びスイッチング部16について詳しく説明する。第1実施形態の電圧安定化装置2と同様に、電圧測定器14は、抵抗13の前後における電圧、具体的には2相間の電圧を計測している。電圧測定器14で測定された電圧の測定値は比較部15に出力される。比較部15は、電圧測定器14で測定された電圧が所定の電圧となっているか否かを比較判断するものであり、コンパレータなどから構成されている。比較部15では、電圧の測定値が予め定められた電圧範囲を逸脱した際に、スイッチング部16に比較結果信号を送っている。比較部15からの比較結果信号はスイッチング部16に入力される。スイッチング部16では、比較部15からの信号に基づいてSSR19を制御する。具体的には、比較部15で2相間の電圧の測定値が予め定められた電圧範囲閾値を逸脱したと判断された際には、比較部15からスイッチング部16のSSR19にスイッチをOFF→ONにする信号が出力される。すると、抵抗に電流が流れるようになり、2相間の電圧が低くなり、2相間の電圧を変更することができる。このSSR19は各相間における一つのスイッチング部16につき複数本実施形態の場合は3つ用いることができ、複数のSSR19を用いる場合は並列にして設けるのが良い。例えば、図例では3つのSSR19が並列に設けられており、3つのSSR19のいずれかをONにすることONにする組合せで2相間の電圧を複数の設定値に合わせて調整することができる。なお、上述したスイッチング部16には、SSR19ではなくコンタクタSSCを用いても良い。このように、第2実施形態の電圧安定化装置2を用いれば、発電設備1のインバータ5から出力された3相の交流のうちs-r間、s-t間、r-t間の電圧をそれぞれ所定範囲内に納めることができ、外部負荷6の変動に迅速に対応して出力電圧を各相ごとに常に一定なものとすることができ、発電設備1からの品質に優れた電力の供給が可能となる。上述したSSR19でのスイッチングは、ON/OFFの切り替えに0.1s程度、出力変動に応答するのに60Hzの場合で8.5ms~0.1sが必要であり、第1実施形態の場合より応答速度が遅い。しかし、抵抗13での消費電力を0.1kW、0.2kW、0.4kW、0.8kW、1.6kW、3.2kW、6.4kW、12.8kWと倍数で上げていくと、0.1kWをLSB、12.8KWをMSBとし、二進数をMSBから順次ONしていく方法で、抵抗切換ができ、電圧変化が少なく、早く電圧を所定の値とすることが可能となる。[第3実施形態]次に、第3実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図4には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第3実施形態が示されている。第3実施形態の電圧安定化装置2は、第1実施形態と同様にスイッチング部16にIGBT18を用いている点は同じである。しかしながら、各相からの出力を整流する点が第1実施形態と異なっている。IGBT18は、順方向に電流が流れる際にはスイッチングが可能でも、逆方向に電流が流れる際にはスイッチングができない。そこで、第3実施形態の整流回路20を用いて予め交流の相間電流を全波整流し、全波整流後の電流順方向の電流を用いて相間の電圧を調整するようにしている。具体的には、第3実施形態の整流回路20は、ダイオード21を直列に2個接続した配線を互いに並列に2線備えていて、それぞれの配線におけるダイオード21、21間には2相の交流配線の何れかがそれぞれ接続されている。本実施形態の電圧安定化装置2は、整流回路20、抵抗13、電圧測定器14、比較部15、スイッチング部16をそれぞれ3つ備えることになる。この電圧安定化装置2においては、電圧測定器14は2相間の電圧を測定し、その結果は比較部15に出力される。比較部15からの比較結果信号は、高周波ゲート指令部指令部17に入力され、高周波ゲート指令部17はIGBT18を制御する。高周波ゲート指令部17によるスイッチングの指令は高周波数で行われるため、本実施形態においても2相間の電圧を所望の値に調整できるようになる。このように、第3実施形態の電圧安定化装置2を用いれば、発電設備1のインバータ5から出力された3相の交流のうちs-r間、s-t間、r-t間の電圧を所定範囲内に納めることができ、外部負荷6の変動に迅速に対応して出力電圧を常に一定なものとすることができ、発電設備1からの品質に優れた電力の供給が可能となる。[第4実施形態]次に、第4実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図5には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第4実施形態が示されている。第4実施形態の電圧安定化装置2は、第3実施形態と同様にスイッチング部16にIGBT18を用いている点は同じである。しかしながら、出力を整流することを全相において実施する点が第3実施形態と異なっている。第4実施形態の整流回路20は、ダイオード21を直列に2個接続した配線を互いに並列に3線備えていて、それぞれの配線におけるダイオード21、21間には3相の交流配線の何れかがそれぞれ接続されている。そして、第4実施形態の電圧測定手段14は3相の交流配線のうちいずれか2相間の電圧を電圧測定器14にて測定し、その結果は比較部15に出力される。比較部15からの結果は、高周波ゲート指令部17指令部に入力され、高周波ゲート指令部17はIGBT18を制御する。高周波ゲート指令部17によるスイッチングの指令は高周波数で行われるため、本実施形態においては全相の電圧を所望の値に調整できるようになる。また、第3実施形態のように、各相間の電圧をそれぞれ計測して調整するものではないので、相間の電圧不均衡が是正されるといった効果は期待できないものの、制御に必要とされるスイッチング部16高周波ゲート指令部17及びIGBT18は1つで済むため、製作コストを抑えることができる。[第5実施形態]次に、第5実施形態の電圧安定化装置2を説明する。上述した第1実施形態~第4実施形態は電圧安定化装置2がインバータ5と外部負荷6との間に設けられた例であったが、次に示す第5実施形態~第8実施形態は電圧安定化装置2が発電機9とコンバータ4との間図1に示すCの位置の電力供給ラインに配備された例を示している。図6には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第5実施形態が示されている。第5実施形態の電圧安定化装置2は、第1実施形態の電圧安定化装置2と同様に抵抗13、電圧測定器14、比較部15、スイッチング部16で構成されており、このスイッチング部16は高周波ゲート指令部17及びIGBT18で構成されていて、回路の構成自体は第1実施形態と同じである。この第5実施形態の電圧安定化装置2では、発電機9とインバータ5との間における3相の交流配線に対して、3相のうち2相間を結ぶように電圧安定化装置2が設けられていて、2相間の電圧を所望の値に調整できるようになっている。それゆえ、第5実施形態の電圧安定化装置2でも、発電設備1から出力された3相の交流のうちs-r間、s-t間、r-t間の2相間のそれぞれの電圧を所定範囲内に納めることができ、外部負荷6の変動に迅速に対応して出力電圧を常に一定なものとすることができ、発電設備1からの品質に優れた電力の供給が可能となる。加えて、第5実施形態の電圧安定化装置2では、電圧安定化装置2と外部負荷6との間にコンバータ4やインバータ5などが設けられており、出力との間にコンデンサやコイルなどが多く含まれている。そのため、発電設備1から出力される電力にIGBT18のスイッチング動作によってノイズが載った場合でも、コンバータ4やインバータ5を介して電圧調整された電力が外部負荷6へ供給されるため、IGBT18のスイッチング動作によるノイズの影響が軽減されるといった効果を期待できる。なお、図6に点線で示すように、第5実施形態の電圧安定化装置2は、各2相間の電圧に基づいて電圧調整するものに代えて、コンバータ4とインバータ5との間に配備される直流配線の電圧に基づいて、s-r間、s-t間、r-t間の2相間の電圧を所定範囲内に納める構成とすることもできる。具体的には、上述した電圧安定化装置2を構成する部材のうち、抵抗13及びIGBT18をインバータ5と発電機9との間に配備したまま、電圧測定器14、比較部15、高周波ゲート指令部17指令部のみをコンバータ4とインバータ5との間の直流配線に設ける。そして、コンバータ4とインバータ5との間の直流配線を流れる電圧に基づいて高周波ゲート指令部17から3つのIGBT18のゲートに指令を送ってもよい。このようにすれば、制御に必要とされる電圧測定器14、比較部15、高周波ゲート指令部18などが1つで済むため、製作コストを抑えることができる。[第6実施形態]次に、第6実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図7には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第6実施形態が示されている。第6実施形態の電圧安定化装置2は、第2実施形態の電圧安定化装置2と同様に抵抗13、電圧測定器14、比較部15、SSR19スイッチング部16で構成されており、回路の構成自体は第2実施形態と同じである。この第6実施形態の電圧安定化装置2では、発電機9とコンバータ4との間における3相の交流配線に対して、3相のうち2相間を結ぶように電圧安定化装置2が設けられていて、2相間の電圧を所望の値に調整できるようになっている。第6実施形態の電圧安定化装置2でも、発電設備1から出力された3相の交流のうちs-r間、s-t間、r-t間の2相間のそれぞれの電圧を所定範囲内に納めて、外部負荷6の変動に迅速に対応して出力電圧を常に一定なものとすることができる。また、発電設備1から出力される電力にSSR19のスイッチング動作によるノイズが載った場合でも、コンバータ4やインバータ5を介して電圧調整された電力が外部負荷6へ供給されるため、SSR19のスイッチング動作によるノイズの影響が軽減されるといった効果を期待できる。なお、図7に点線で示すように、第6実施形態の電圧安定化装置2でも、電圧安定化装置2を構成する部材のうち、抵抗13及びSSR19を発電機9とコンバータ4との間に配備したまま、電圧測定器14、比較部15のみをコンバータ4とインバータ5との間の直流配線に設けて、コンバータ4とインバータ5との間の直流配線を流れる電圧に基づいて比較部15から3つのSSR19にスイッチングの指令ON/OFFの指令を送ってもよい。このようにすれば、制御に必要とされる電圧測定器14、比較部15指令部などが1つで済むため、製作コストを抑えることができる。なお、上述したスイッチング部16には、SSR19ではなくコンタクタSSCを用いても良い。[第7実施形態]次に、第7実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図8には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第7実施形態が示されている。第7実施形態の電圧安定化装置2は、第3実施形態の電圧安定化装置2と同様に抵抗13、電圧測定器14、比較部15、IGBT18を用いたスイッチング部16から構成されており、またダイオード21を直列に2個接続した配線を互いに並列に2線有する整流回路20を、各2相間のそれぞれに備えている。第7実施形態の整流回路20を用いた場合にも、第3実施形態の電圧安定化装置2と同様に予め交流の相間電流を全波整流し、全波整流後の電流順方向の電流を用いて相間の電圧を調整することが可能となる。また、発電設備1から出力される電力にIGBT18のスイッチング動作によってノイズが載った場合でも、そのノイズの影響が軽減できるという効果も期待できる。第7実施形態の電圧安定化装置2における上述したもの以外の構成及び作用効果は、第3実施形態と同じであるので、説明は省略する。[第8実施形態]次に、第8実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図9には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第8実施形態が示されている。第8実施形態の電圧安定化装置2は第4実施形態と同様にスイッチング部16にIGBT18を用いたものであって、出力を整流することを全相において実施する点においては第4実施形態と同じものとなっている。第8実施形態の電圧安定化装置2が第4実施形態と異なっている点は、電圧安定化装置2が発電機9とコンバータ4との間に配備されていて、出力電力に対するノイズの影響を軽減できるという効果が発揮される点である。第8実施形態の電圧安定化装置2における上述したもの以外の構成及び作用効果は、第4実施形態と同じであるので、説明は省略する。[第9実施形態]次に、第9実施形態の電圧安定化装置2を説明する。上述した第1実施形態~第8実施形態は電圧安定化装置2がインバータ5と外部負荷6との間、または発電機9とコンバータ4との間に設けられた例であったが、次に示す第9実施形態及び第10実施形態は電圧安定化装置2がコンバータ4とインバータ5との間図1に示すBの位置の電力供給ライン、言い換えれば、DCラインに配備された例を示している。図10には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第9実施形態が示されている。第9実施形態の電圧安定化装置2は、第1実施形態及び第5実施形態の電圧安定化装置2と同様に抵抗13、電圧測定器14、比較部15、スイッチング部16で構成されており、このスイッチング部16は高周波ゲート指令部17指令部及びIGBT18で構成されていて、回路の構成自体は第1実施形態や第5実施形態と同じである。この第9実施形態の電圧安定化装置2では、上述した3相交流とは異なり、コンバータ4とインバータ5との間における直流配線間を結ぶように電圧安定化装置2が1つだけ設けられていて、電圧安定化装置2の設置位置及び設置数が第1実施形態や第5実施形態とは異なっている。第9実施形態の電圧安定化装置2では、第1実施形態や第5実施形態と同様に高周波ゲート指令部17による高周波数の指令に基づいて作動するIGBT18を用いているため、IGBT18のスイッチング動作により直流配線間の電圧を低くすることにより、電圧を所望の値に調整でき、発電設備1からの品質に優れた電力の供給が可能となる。また、第1実施形態や第5実施形態に比べれば、制御に必要とされる抵抗13、電圧測定器14、比較部15、スイッチング部16高周波ゲート指令部17及びIGBT18は1つで済むため、製作コストを抑えることができる。なお、抵抗13に常時一定の電流が流れるようにしておけば、外部負荷6による電圧の上昇と下降との両方ともに追随させることが可能となる。[第10実施形態]次に、第10実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図11には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第10実施形態が示されている。第10実施形態の電圧安定化装置2は、第2実施形態及び第6実施形態の電圧安定化装置2と同様に抵抗13、電圧測定器14、比較部15、SSR18スイッチング部16で構成されており、回路の構成自体は第2実施形態や第6実施形態と同じである。第10実施形態の電圧安定化装置2では、コンバータ4とインバータ5との間における直流配線間を結ぶようにスイッチング部16が1箇所だけ設けられていて、電圧安定化装置2の設置位置及びスイッチング部16の設置数が上述した実施形態と異なっている。第10実施形態の電圧安定化装置2でも、第9実施形態のIGBT18の場合と同様に、SSR19のスイッチング動作によって直流配線間の電圧を所望の値に調整することができる。また、制御に必要とされる抵抗13、電圧測定器14、比較部15、スイッチング部16が1つで済むため、製作コストを抑えることができる。[第11実施形態]次に、第11実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図12には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第11実施形態が示されている。第11実施形態の電圧安定化装置2は、バイナリ発電の作動媒体を循環させている媒体循環ポンプ12などの補機を作動させる電力に、電流安定化後の出力電力の一部を帰還させた例である。この補機には、媒体循環ポンプ12以外にも、比較部15などのような制御用の機器や凝縮器10に冷却水を循環させるポンプ図示略を挙げることができる。具体的には、第11実施形態の電圧安定化装置2は、抵抗13、電圧測定器14、比較部15、IGBT18を用いたスイッチング部16で構成されており、発電機9とコンバータ4との間の2相間s-r間、s-t間、r-t間の2相間にそれぞれ設けられている。そして、コンバータ4から外部負荷6に向かう直流の出力配線にインバータ5が並列に接続されていて、インバータ5で直流から交流に変換された出力を補機を運転させる電源として用いている。このように補機の電源を自ら発電した電力によって補うようにすれば、外部の電力系統と系統連系されていなくても、また系統連係されていて外部の電力系統が停電しても、自家発電した電力だけで自立的にかつ安定した電力供給を続けることができる。なお、上述した例は、電圧安定化装置2が発電機9とコンバータ4との間図1に示すCの位置に設けられた例であったが、電圧安定化装置2はインバータ5と外部負荷6との間図1に示すAの位置やコンバータ4とインバータ5との間図1に示すBの位置の電力供給ラインに配備してもよい。また、インバータ5を経由して補機に供給される交流の電力は、単相でもよいし、三相でもよい。[第12実施形態]次に、第12実施形態の電圧安定化装置2を説明する。図13には、発電設備1に設けられた電圧安定化装置2の第12実施形態が示されている。第12実施形態の電圧安定化装置2は、抵抗13を流れる電流またはIGBT18などスイッチング素子のON時間Dutyを測定し、その測定値に追従させて発電装置3の発電機9に流れ込む作動媒体の量を変更させるものである。言い換えれば、第12実施形態の電圧安定化装置2は、電圧安定化装置2での電圧安定処理に連動して、発電機9の膨張機部分を通過する作動媒体の循環量を制御するものである。具体的には、第12実施形態の電圧安定化装置2には、発電装置3の発電機9が設けられた部分の循環配管11に対して、発電機9を通る循環配管11と並列になるようなバイパス配管22が複数図例では3本設けられている。これらのバイパス配管22には、バイパス配管22を通過する作動媒体の流量を調整するバイパス弁23が設けられており、それぞれのバイパス弁23を開閉することにより発電機9に流れ込む作動媒体の量を調整できるようになっている。一方、電圧安定化装置2には、抵抗13を流れる電流を計測可能な電流計24が設けられており、電流計24で測定された電流値はバイパス弁指令部25に入力されている。バイパス弁指令部25は、電流の測定値に基づいてそれぞれのバイパス弁23に指令を送ってバイパス弁23を開閉できるようになっている。上述したように各相の電圧を各々一定値ある閾値内になるよう、各相間に設置した抵抗13への電流値を制限することで、数十μsecの応答性が得られるが、抵抗13への電流値をそのまま維持すると、次回の負荷変動時は、たとえば、抵抗13への電流値が最大となってしまった場合、抵抗13への電流制限だけでは、出力電圧を一定にする制御ができなくなってしまう。そこで、上述の電圧の制御に加えて、抵抗13へ流れている電流を測定し、この電流値が所定の値になるようにバイパス弁23の制御を数秒かけて追従させることで、抵抗13への電流が所定の値となり、抵抗13への電流値が最大となった場合に起こる出力電圧の制御不能を抑制することができるようになる。なお、上述した例では、電圧安定化装置2の抵抗13を流れる電流を計測する例を挙げたが、電流値に代えてIGBT18やトランジスタがONされている時間の割合ondutyを測定し、測定し結果を利用してバイパス弁23を制御してもよい。また、上述した例はバイパス配管22を複数設けた例であったが、複数の段階に亘って開度を調整可能なバイパス弁23を用いる場合には、バイパス弁23の開度を電流値やスイッチング素子がONされている時間に基づいて制御してもよい。また、上述した図では外部負荷6への出力は三相交流とされているが、電圧安定化装置2と外部負荷6との間からインバータ5を除けば直流の電力を外部負荷6へ供給することもできる。また、バイパス弁が通常の状態制御前の状態から全開状態となった場合等のように、次回の負荷変動時にバイパス弁をそれ以上変更することができない事態が想定される。このような事態に対応するため、開いているバイパス弁の数やバイパス弁の開度に応じて、作動媒体ポンプ12の回転数を変化させるようにしてもよい。このようにすることで、数分かけて徐々にバイパス弁を通常の状態に戻す制御ができるようになる。なお、今回開示された実施形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。特に、今回開示された実施形態において、明示的に開示されていない事項、例えば、運転条件や操業条件、各種パラメータ、構成物の寸法、重量、体積などは、当業者が通常実施する範囲を逸脱するものではなく、通常の当業者であれば、容易に想定することが可能な値を採用している。