JP2010279223A

JP2010279223A - 発電システムおよび超電導ケーブル

Info

Publication number: JP2010279223A
Application number: JP2009132045A
Authority: JP
Inventors: Takahito Masuda; 孝人増田; Shigeki Isojima; 茂樹礒嶋; Takatoshi Kikuta; 高敏菊田
Original assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Current assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Priority date: 2009-06-01
Filing date: 2009-06-01
Publication date: 2010-12-09

Abstract

【課題】発電システムの低コスト化や高寿命化、設備の簡素化を図る。
【解決手段】発電システムとしての太陽電池ファーム１００は、複数の発電要素である太陽電池パネルグループ１と、太陽電池パネルグループ１から出力される直流の電流を集約する集約機２と、集約機２に直接接続された超電導ケーブル２０と、集約機２で集約された電流を直流から交流に変換する変換器３とを備える。変換器３にはサイリスタを含むことが好ましい。
【選択図】図１

Description

本発明は、発電システムおよび超電導ケーブルに関するものである。

地球温暖化の対策のため、家庭用を始めとする電力の供給源として、従来の原子力発電に代表される化石燃料資源を用いた発電に代わる手段が提案されている。なかでも太陽電池を用いた発電や、風力発電などは、次世代の発電手段として特に注目されている。

以下、ここでは太陽電池素子が１台のパネル上に複数台集積されて１つのシステムをなすものを太陽電池パネルということとする。また、太陽電池パネルが１台のより大きなパネル上に複数台集積されたものを太陽電池パネルグループということとする。さらに、太陽電池パネルグループが複数台集まり、１つの送電経路をなすものを太陽電池ファームということとする。すなわち太陽電池ファーム単位で１つの送電経路、具体的には需要地である家庭などに電力が供給される。

太陽電池が出力する電力は直流電流を供給するのに対し、家庭用などに供給する電力は交流電流を供給する。そこで従来から、たとえば「ＧＥＮＥＳＩＳ計画と持続可能なエネルギーの活用」（非特許文献１）に開示されているように、発電用の各太陽電池パネルに直接、当該太陽電池パネル（太陽電池パネルグループ）が発電する電力による直流電流を交流電流に変換するための変換器を接続する。

図６は、従来から用いられる発電システムの構成を示す概略図である。図６に示す発電システムとしての太陽電池ファーム４００を構成する１台の太陽電池パネルグループ１は、およそ４００Ｖ、１０００ｋＷ程度の、直流電流を流す電力を発生する。これに対して図６に示す直流−交流間の変換を行なう機器（ＰＣＳ５）を用いれば、およそ２４０Ｖ、１０００ｋＷ程度の、交流電流を流す電力に変換される。個々の太陽電池パネルグループ１から出力され、ＰＣＳ５にて交流に変換された電力は、常電導体からなるケーブル（常電導枝ケーブル５０）を通り、トランス４に到達する。当該電力を供給する電圧は、トランス４でたとえば６ＫＶの電圧に昇圧される。ここでトランス４を用いて昇圧を行なうのは、当該電力を供給することにより、太陽電池パネルグループ１から集約器２側へ流れる電流値を小さくするためである。電力が一定であれば、電圧を大きくすることにより電流を小さくすることができる。太陽電池パネルグループ１から集約器２、さらには需要地へ流れる電流値を小さくすることにより、当該電流が流れるケーブル（常電導枝ケーブル５０や幹ケーブル６０など）における電力の損失を小さくすることができる。

複数台の太陽電池パネルグループ１から出力され、トランス４にて昇圧された各交流電力は、常電導枝ケーブル５０の末端部（最下流）まで流れる。複数本の常電導枝ケーブル５０は１本の幹ケーブル６０に合流する。常電導枝ケーブル５０から幹ケーブル６０に流入した電流は、幹ケーブル６０を集約器２に向けて流れ、集約器２にて１つの電流に集約される。たとえば１台の太陽電池パネルグループ１が出力する電力が１０００ｋＷすなわち１ＭＷである。したがって当該集約器２が１０ＭＷの電力を集約可能な場合、当該集約器２は１０台の太陽電池パネルグループ１が出力する電力を１つの電力に集約することができる。すなわちこの場合、１０台の太陽電池パネルグループ１を１台の太陽電池ファーム４００に設置することができる。

複数台の太陽電池パネルグループ１が出力した電力を、１台の太陽電池ファーム４００が出力する１つの電力として集約したものは、トランス４を用いて再度昇圧する。具体的には、たとえば昇圧前に６ＫＶであった電圧を数１０ＫＶから数百ＫＶに昇圧する。以上の各工程を踏むことにより、１台の太陽電池ファーム４００から、上述した数１０ＫＶから数百ＫＶの高い交流電圧が、家庭などの需要地へ送られる。

畑良輔、「ＧＥＮＥＳＩＳ計画と持続可能なエネルギーの活用」、オーム社技術総合誌、住友電気工業株式会社、２００９年１月、Ｖｏｌ．９６、Ｎｏ．１別冊

上述したように従来の太陽電池ファームにおいて、各太陽電池パネルグループに個々に直接接続される変換器（ＰＣＳ５）は、たとえばＩＧＢＴのような自励式の電力制御用素子から構成される。これは、各太陽電池パネルグループから出力され、当該変換器にて交流に変換された電力に対して、後に集約器にて集約する際に同期を容易に取れるようにするために位相を調整するためである。上記のように変換した交流電流の位相を調整するためにはＩＧＢＴを用いることが不可欠となる。しかしながらこのＩＧＢＴは非常に高価な素子である。

また、各太陽電池パネルグループは、太陽光を受光するため屋外に設置される。したがってこれらの各太陽電池パネルグループに直接接続された変換器も屋外に設置されることが多い。すると当該変換器は風雨や粉塵などに曝される機会が多くなるため、頻繁に故障が発生する問題がある。このため当該変換器に対してメンテナンスを頻繁に行なう必要が生じる。上記の問題の対策として、たとえば変換器を設置するための建屋を個別に設置することが考えられる。しかし変換器ごとに建屋を設置しようとすれば、当該建屋を設置するコストが高くなる。

本発明は、上記の問題を解決するためになされたものであり、その目的は、コストを低減し、使用時の電力損失の少ない発電システムおよび、当該発電システムに用いる超電導ケーブルを提供することである。

本発明に係る発電システムは、複数の発電要素と、発電要素から出力される直流の電流を集約する集約機と、集約機に直接接続された超電導ケーブルと、集約機で集約された電流を直流から交流に変換する変換器とを備える。

上述した本発明に係る発電システムにおいて、たとえば発電要素が上述した太陽電池パネルグループであり、発電システムが太陽電池ファームである場合を考える。この場合、当該太陽電池パネルグループが発生する電力による直流の電流は、集約器に直接接続された超電導ケーブルを通って、直接集約器に流入する。当該集約器において、複数の直流の電力が直流のまま集約される。そして集約されて１つの電力となったものが、変換器に送られ、直流から交流に変換されて需要地へ供給される。

このように、集約器が処理する（集約する）電流は直流の電流である。このため、集約器が当該処理を行なう際に、集約される各電流の位相を調整したり、同期を取る必要がない。したがって、集約器に入力される電流を容易に処理することができる。また、集約器にて集約された電流が変換器に送られ、直流から交流へと変換される。すなわち１台の変換器にて、各太陽電池パネルグループが発電する電力を、まとめて直流電流から交流電流に変換する処理を行なうことができる。このため変換器を設置する台数を減らすことができることにより、当該発電システム（太陽電池ファーム）を設置するコストを低減することができる。変換器が設置される台数が少ないため、故障の発生の頻度を減少させることもできる。

また、変換器を集約器の下流側に１台のみ設置することができるため、当該変換器を一戸の建屋の屋内に設置することができる。したがって、当該変換器が風雨や粉塵などの影響を受けて故障することを抑制できる。

さらに、本発電システムにおいて、発電要素である太陽電池パネルグループから発電した直流電流が超電導ケーブルを通る。すなわち当該直流電流は当該発電システムの内部を流通する。超電導ケーブルを通る直流電流の抵抗値はゼロであるため、当該電流が超電導ケーブルを通ることによる電力の損失が発生しない。したがって、発電システムが発電する電力を高効率に需要地へ供給することができる。

本発明に係る発電システムにおいて、上記変換器はサイリスタを含むことが好ましい。
上述したように、当該変換器には集約器にて１つに集約された電力（直流電流）が入力される。そして当該変換器にて直流電流から交流電流に変換された電力はそのまま家庭などの需要地へ供給される。すなわち変換器にて交流電流を流すよう変換された電力は、その後集約器にて集約されることはない。したがって当該変換器から出力される交流電流の位相の調整などを考慮する必要がない。このため変換器には交流電流の位相を調整するためのＩＧＢＴなどの高価な素子を用いる必要がなく、サイリスタなどの素子を用いることができる。サイリスタ素子はＩＧＢＴなどの自励式に対して他励式と呼ばれるものであり、自励式のＩＧＢＴ素子に比べて安価である。このため発電システムを設置するコストを大幅に低減することができる。

本発明に係る発電システムにおいて、超電導ケーブルは、その延在する方向に交差する方向に関して、円筒状の超電導体の外周面上に円筒状の絶縁体が配置され、絶縁体の外周面に交差する方向に関して、超電導体と絶縁体とが交互に複数積層された配置を備えている。上記超電導体は、上記発電要素に直接接続された枝ケーブルと電気的に接続されている。

超電導ケーブルの延在する方向に交差する方向に関しては、円筒状の超電導体の外周面に交差する方向に関して、一定の厚みを有する超電導体と絶縁体とが交互に複数積層された配置を有している。これらの超電導体は、各発電要素（たとえば太陽電池パネルグループ）に直接接続され、当該発電要素が発電する電力による電流を流通する。各発電要素に接続される超電導体同士は、超電導ケーブルの延在する方向の外周面の径方向に関して、隣接する超電導体の間に挟まれた絶縁体により電気的に絶縁されている。このため、各発電要素に直接接続される枝ケーブルを、当該超電導ケーブルの複数本の超電導体のそれぞれと電気的に接続すれば、各発電要素から発電される電力を、すべて当該１本の超電導ケーブルを流通させて（当該超電導ケーブルを構成するそれぞれの超電導体を流通させて）下流側の集約器や需要地へ送ることができる。

このようにすれば、各発電要素から発電され、枝ケーブルの最下流に達した電流が流入される超電導ケーブルは、各発電要素から流入した電流を別々に流しながら、同一の超電導ケーブルの内部を流通させることができる。したがって、たとえば各発電要素から発電される電流を、異なる超電導体から形成される超電導線材中を流通させることにより集約器側へ流通させることができる。このようにすれば、超電導ケーブルを構成する各超電導体（超電導線材）を構成する体積を小さくすることができる。すなわち超電導ケーブルを構成する各超電導体に必要な超電導線材の量を削減することができる。したがって、当該超電導ケーブルのコストを低減することができる。

上述した枝ケーブルは超電導体を含むことが好ましい。このようにすれば、各発電要素（太陽電池パネルグループ）から供給される電力（直流電流）の通路が、超電導ケーブルや集約器よりも上流側に存在する枝ケーブルについても超電導体となる。上述したように、電流が超電導ケーブルを通ることによる電力の損失が発生しない。したがって、発電システムが発電する電力をさらに高効率に需要地へ供給することができる。ただし、上述した枝ケーブルは常電導体を含むものであってもよい。この場合においても、枝ケーブルの最下流に達した電流は、以後超電導ケーブルの超電導体を流通する。このため、電力の損失を小さく抑えることができる。

本発明に係る発電システムにおいて、超電導ケーブルは発電要素と直接接続されていてもよい。上述した発電システムにおいては、複数の発電要素のそれぞれと、集約器に直接接続された超電導ケーブルとを接続する、発電要素が供給する電流の流路の最上流は単独の枝ケーブルとして配置している。しかし枝ケーブルを設けず、発電要素から集約器までを直接、超電導線材にて構成される超電導ケーブルで接続してもよい。この場合においても、枝ケーブルを設けた場合と同様に、直流電流を集約器が処理することによる、変換器を構成する素子の低コスト化や、設備の構成台数の削減による低コスト化、修理の頻度の低減などの効果をもたらすことができる。

本発明に係る超電導ケーブルは、発電システムに用いる超電導ケーブルであり、長軸状の形状を有するフォーマと、フォーマの延在する方向に関する外周面上に配置された円筒状の超電導体と、超電導体の延在する方向に関する外周面上に配置された円筒状の絶縁体とを備えている。上記超電導体と上記絶縁体とが、上記外周面に交差する方向に関して交互に複数積層された配置を備える。

上記超電導ケーブルは、上述した発電システムを構成する超電導ケーブルと同様である。したがって、上述した発電システムにおける超電導ケーブルと同様の効果を奏する。

本発明によれば、発電システムの低コスト化や高寿命化、設備の簡素化を図ることができる。

本発明の実施の形態１に係る発電システムの構成を示す概略図である。図１中の線分ＩＩ−ＩＩにおける概略断面図である。図１中の超電導ケーブルの構成を詳細に示す概略図である。本発明の実施の形態１に係る、図１と別の発電システムの構成を示す概略図である。本発明の実施の形態２に係る発電システムの構成を示す概略図である。従来から用いられる発電システムの構成を示す概略図である。

以下、図面を参照しながら、本発明の各実施の形態について説明する。なお、各実施の形態において、同一の機能を果たす要素には同一の参照符号を付し、その説明は、特に必要がなければ繰り返さない。

（実施の形態１）
図１は、本発明の実施の形態１に係る発電システムとしての太陽電池ファーム１００を示している。太陽電池ファーム１００は、太陽電池素子を１台のパネル上に複数台集積されて１つのシステムをなす太陽電池パネルを、太陽電池パネルよりも大きなパネル上に複数台集積した、太陽電池パネルグループ１を複数台備えている。太陽電池パネルグループ１は送電しようとする電力を、集積された太陽電池素子が発電する、発電要素としての役割を有する。図１においては一例として太陽電池パネルグループ１を１０台備えている。しかし１台の太陽電池ファーム１００に設置する太陽電池パネルグループ１は、任意の台数とすることができる。

それぞれの太陽電池パネルグループ１が発電する電力に伴う電流を送電するために、当該電流が流通する経路として、枝ケーブル１０が各太陽電池パネルグループ１から伸びている。これらの複数台の枝ケーブル１０は、太陽電池ファーム１００の幹ケーブルとしての超電導ケーブル２０に接続される。超電導ケーブル２０も枝ケーブル１０と同様に、太陽電池パネルグループ１が発電する電力に伴う電流の経路である。超電導ケーブル２０は、集約器２に直接接続されている。集約器２に達した、太陽電池パネルグループ１の電力に伴う電流は、変換器３およびトランス４を経由して、図１中に右向きの矢印で示すように需要地である家庭や工場などに供給される。

太陽電池ファーム１００において、枝ケーブル１０は超電導体を含む構成である。具体的には図２の断面図に示すように、枝ケーブル１０の中心部に超電導導体２６が延在する。当該超電導導体２６の断面（延在する方向に交差する面）の外周部は円形状である。超電導導体２６の外周面上には、断面が円筒形状である絶縁体層１６が延在する。以下同様に、絶縁体層１６の外周面上には断面が円筒形状である超電導導体層２７が、超電導導体層２７の外周面上には断面が円筒形状である絶縁体層１７が延在する。すなわち枝ケーブル１０は、断面をなす円形状の径方向に関して、超電導導体と絶縁体とが２層ずつ積層された構造となっている。さらに絶縁体層１７の外周面上には、超電導導体２６や超電導導体層２７を冷却するための液体窒素管３０が、延在する方向に交差する断面に関して円筒形状に配置されている。液体窒素管３０の外周面上には、当該枝ケーブル１０の最外周を覆う断熱管４０が配置されており、液体窒素管３０および、これによって冷却される超電導導体２６や超電導導体層２７を外部に対して断熱させる。

なお、超電導導体２６や超電導導体層２７は、たとえばＢｉ(ビスマス）系やＹ（イットリウム）系の酸化物超電導体材料を用いることが好ましい。これらの材料は、たとえばＮｂ_３Ｓｎ（ニオブスズ）などの金属超電導体材料に比べて臨界温度（Ｔｃ）が高い。このため、送電用の線材として用いれば、当該線材を冷却するための設備（ここでは液体窒素管３０など）を簡素化することによるコスト低減を図ることができる。また、絶縁体層１６および絶縁体層１７としては、絶縁性に優れたたとえばクラフト紙、ポリプロピレン・ラミネイティッド・ペーパー（polypropylene laminated paper）などを用いることが好ましい。

超電導ケーブル２０は、図１に示すように、枝ケーブル１０を流通した電流を集約器２の方へ流す役割を有する。その構成を図３に示している。図３に示す超電導ケーブル２０の左右方向（延在方向）は、図１に示す超電導ケーブル２０の左右方向（延在方向）に対応する。超電導ケーブル２０の中心部には、フォーマ２９と呼ばれるケーブルの芯部に相当する、長軸形状を有する構成要素を備える。フォーマ２９は機械的強度が高く、可撓性を有する材料で形成されており、たとえば銅やアルミなどで形成される。また、フォーマ２９の断面は円筒形状、または円柱形状をなしている。そして図３に示すように、フォーマ２９の延在する方向に交差する断面に関して、フォーマ２９の外周面上には断面が円筒形状である超電導導体層２１が延在する。以下同様に、超電導導体層２１の外周面上には断面が円筒形状である絶縁体層１１が、絶縁体層１１の外周面上には断面が円筒形状である超電導導体層２２が延在する。さらに同様に、図３に示すように、超電導ケーブル２０の延在する方向に交差する断面に関して内側から外側へ、絶縁体層１２、超電導導体層２３、絶縁体層１３、超電導導体層２４、絶縁体層１４、超電導導体層２５、絶縁体層１５の順に配置される。このように、超電導ケーブル２０は、その延在する方向に交差する断面に関して、円筒状の超電導導体と絶縁体とが交互に複数積層された配置を備えている。図３において超電導ケーブル２０の右側の端部については描写を省略しているが、省略された部分についても同様に、超電導導体と絶縁体とが交互に配置されている。

なお、図を見やすくするため図３においては省略されているが、超電導ケーブル２０の超電導導体層と絶縁体層とが断面の径方向に交互に配置（積層）された構成の外周側には、図２の枝ケーブル１０と同様に、超電導導体層を冷却して電流を流通するための液体窒素管が配置されている。さらに液体窒素管の外周側には、当該超電導ケーブル２０の最外周を覆う断熱管が配置されている。

超電導ケーブル２０を構成する超電導導体層２１などの超電導体材料は、上述した枝ケーブル１０の超電導導体２６、超電導導体層２７と同様に、たとえばＢｉ(ビスマス）系やＹ（イットリウム）系の酸化物超電導体材料を用いることが好ましい。また、超電導ケーブル２０の絶縁体層１１などについても、上述した枝ケーブル１０の絶縁体層１６、１７と同様に、絶縁性に優れたたとえばクラフト紙、ポリプロピレン・ラミネイティッド・ペーパー（polypropylene laminated paper）などを用いることが好ましい。

図３において超電導ケーブル２０の右側の端部は省略されている。しかし超電導ケーブル２０を構成するフォーマ２９、超電導導体層２１、絶縁体層１１、超電導導体層２２、絶縁体層１２、超電導導体層２３などすべて、図３の右側の端部は図１における集約器２に接続される。

集約器２とは、複数の太陽電池パネルグループ１から供給され、集約器２に到達した複数経路の直流電流を１つの経路の直流経路にまとめる（集約する）ための機器である。需要地へ送電するための電力（電流）を１まとめにすることにより、需要地までの当該電力（電流）の制御をより簡易にすることができる。したがって、たとえば太陽電池パネルグループ１が１ＭＷの電力を発電可能であり、図１に示すように太陽電池ファーム１００に太陽電池パネルグループ１が１０台配置されている場合、集約器２としては最大１０ＭＷ以上の電力を集約することが可能なものを用いることが好ましい。

変換器３は、集約器２から供給された、１経路の直流電流を、交流電流に変換するための機器である。変換器３の内部には、直流電流を交流電流に変換する操作を行なうためのサイリスタ素子を備えることが好ましい。

ここで当該太陽電池ファーム１００の動作について説明する。個々の太陽電池パネルグループ１は、たとえばおよそ１ＭＷの電力を発電し、４００Ｖの電圧で供給することができる。太陽電池パネルグループ１が発生する電力により流れる電流は直流である。すなわち太陽電池パネルグループ１に直接接続される枝ケーブル１０には２．５ｋＡの直流電流が流れる。

枝ケーブル１０には上述したように、超電導導体２６と、超電導導体層２７とが配置されている。たとえば超電導導体２６には太陽電池パネルグループ１から供給され、超電導ケーブル２０から集約器２へ向けて流れる直流電流が流れる。逆に超電導導体層２７には超電導ケーブル２０から太陽電池パネルグループ１へ向けて流れる直流電流が流れる。なお、これとは逆に、超電導導体層２７には太陽電池パネルグループ１から超電導ケーブル２０へ向けて流れる直流電流が流れ、超電導導体２６には超電導ケーブル２０から太陽電池パネルグループ１へ向けて流れる直流電流が流れる構成であってもよい。

超電導導体２６と超電導導体層２７とはともに液体窒素管３０によって冷却されるため、太陽電池パネルグループ１から供給される直流電流を流すことができる。超電導導体を流れる電流は電気抵抗がゼロであるため、枝ケーブル１０を電流が流れることによる電力損失が発生しなくなる。したがって、超電導導体を用いた枝ケーブル１０を用いることにより、太陽電池パネルグループ１が発電する電力を高い効率で需要地へ向けて流すことができる。

また、上述したように、１本の枝ケーブル１０の断面における内周側から外周側へ、円形状の径方向に関して超電導導体と絶縁体とを交互に積層している。すなわちたとえば枝ケーブル１０の超電導導体２６は、その外周部に絶縁体層１６が配置されている。超電導導体層２７は、絶縁体層１６と絶縁体層１７とに挟まれている。このため、超電導導体２６と超電導導体層２７とは電気的に絶縁されており、超電導導体２６に流れる電流が超電導導体層２７に流入するなどの不具合が起こることはない。このように円形状の径方向に関して超電導導体と絶縁体とを交互に積層することにより、１本の枝ケーブル１０で、太陽電池パネルグループ１から流出する電流と、太陽電池パネルグループ１に流入する電流との両方を流通させることができる。

枝ケーブル１０と超電導ケーブル２０とは、以下に示す態様により接続されている。たとえば図１において最も左上に位置する枝ケーブル１０の超電導導体２６は、図３の超電導ケーブル２０の最も左側に位置する超電導導体層２１と接続される。同じく図１の最も左上に位置する枝ケーブル１０の超電導導体層２７は、図３の超電導ケーブル２０の超電導導体層２２と接続される。

たとえば超電導導体２６には太陽電池パネルグループ１から供給され、超電導ケーブル２０から集約器２へ向けて流れる直流電流が流れ、逆に超電導導体層２７には超電導ケーブル２０から太陽電池パネルグループ１へ向けて流れる直流電流が流れる場合を考える。このとき、超電導導体２６と接続された超電導導体層２１に図１（図３）の左側から右側へ直流電流が流れ、超電導導体層２７と接続された超電導導体層２２には図１（図３）の右側から左側へ直流電流が流れる。このように、同一の枝ケーブル１０に接続された超電導導体層２１と超電導導体層２２とには互いに逆向きに直流電流が流れる。また、図３における超電導導体層２１、２２の右側に並ぶ超電導導体層２３は、図１の左から２番目、すなわち最も左下に位置する枝ケーブル１０の超電導導体２６に接続され、図３における超電導導体層２３の右側に並ぶ超電導導体層２４は、図１の左から２番目、すなわち最も左下に位置する枝ケーブル１０の超電導導体層２７と接続される。そして上述した超電導導体層２１、２２と同様に、たとえば超電導導体層２３に図１(図３）の左側から右側へ直流電流が流れる場合、超電導導体層２４には図１（図３）の右側から左側へ直流電流が流れる。このように図３の超電導ケーブル２０の隣り合う左端から見て互いに隣り合う超電導導体層がペアをなして同一の枝ケーブル１０に接続される。

したがって、たとえば図１の太陽電池ファーム１００のように枝ケーブル１０を１０本（１０経路）備える場合には、幹ケーブルとしての超電導ケーブル２０には、２０本の超電導導体層を備えることが好ましい。なお、上述した２０本には、断面の中央部における超電導導体２６を含める。このようにすれば、１０本の枝ケーブル１０のそれぞれの超電導導体２６（超電導導体層２７）と接続する超電導導体層を独立に設け、かつそれらの超電導導体層をすべて１本の超電導ケーブル２０にまとめる（束ねる）ことができる。

超電導ケーブル２０においても枝ケーブル１０と同様に、たとえば超電導導体層２２は断面の径方向に関して、絶縁体層１１と絶縁体層１２とに挟まれた態様となっている。このため、超電導導体層２２がたとえば断面の径方向に関して最も近い超電導導体層２１および超電導導体層２３と導通することはない。したがって、超電導導体層２２に接続された枝ケーブル１０の超電導導体２６（超電導導体層２７）に流れる電流を他の電流と独立に流通させることができる。このように、枝ケーブル１０から幹ケーブル（超電導ケーブル２０）に流入した電流についても、超電導導体を流通する。したがって、超電導ケーブル２０を電流が流れることによる電力損失が非常に少なくなり、電力を高い効率で需要地へ向けて流すことができる。

このように、複数の枝ケーブル１０に流れる電流をすべて、１本の超電導ケーブル２０を構成する異なる超電導導体層に独立に流通させることにより、１本の超電導ケーブル２０に異なる枝ケーブル１０の電流をすべて流通させることができる。このため、たとえば太陽電池パネルグループ１が発電する電力（直流電流）を集約器２の側に流通するためのケーブルを配置するために要するスペースを節約することができ、形成する超電導ケーブル２０のコストを低減することができる。当該ケーブルを配置するために要するスペースが節約できれば、太陽電池ファーム１００全体の構成を簡素化することができる。このため、太陽電池ファーム１００を設置するコストを低減することができる。

また、たとえば超電導ケーブル２０を構成する各超電導導体層として、互いに異なる材質の超電導体にて形成された線材を用いれば、複数の太陽電池パネルグループ１から流出する異なる直流電流を、超電導ケーブル２０の異なる超電導導体層を流通させることにより分担させることができる。

以上に述べたように、各太陽電池パネルグループ１から発電され、各枝ケーブル１０の超電導導体を流通した直流電流は、超電導ケーブル２０を構成するそれぞれ別の超電導導体層を通り、１台の集約器２に到達する。１台の太陽電池パネルグループ１から４００Ｖの電圧で、１ＭＷの電力が供給されていて、図１のように１０台の太陽電池パネルグループ１を備える場合、集約器２には４００Ｖの電圧で１０ＭＷの電力が供給される。上述したように、１台の枝ケーブル１０を超電導ケーブル２０に向けて流れる直流電流は、上記の例の場合、２．５ｋＡである。したがって集約器２には、合計約２５ｋＡの直流電流が流入される。

集約器２に到達するまでは枝ケーブル１０の台数だけ存在する電流の経路が、集約器２にて１経路に集約される。そして約２５ｋＡの直流電流が変換器３、トランス４を経て需要地へ送電される。したがって集約器２と変換器３とを結ぶケーブル、変換器３とトランス４とを結ぶケーブル、およびトランス４から需要地へ送電するケーブルは、いずれも超電導ケーブルとすることが好ましい。

超電導ケーブル（超電導導体）を用いれば、２５ｋＡを流す場合においても、当該超電導ケーブル（超電導導体）の延在する方向に交差する断面の断面積を大きくする必要はない。超電導体を通過する電流の電気抵抗はゼロであるため、ケーブルの断面積を大きくしなくても、大電流を低損失で流すことができる。

集約器２を経て変換器３に流入する、たとえば約２５ｋＡの直流電流は、変換器３においてまとめて、需要地へ供給するための交流電流に変換される。変換器３は、集約器２から流入した、たとえば１０ＭＷの大電力に対しても処理が可能な仕様を備えている。

太陽電池ファーム１００においては、変換器３に入力される電流は既に集約器２を経ており、１経路に集約された電流である。したがって、従来の太陽電池ファーム４００（図６参照）のように変換器３（図６におけるＰＣＳ５）を通過した後に集約器２に流入されることはない。このため、変換器３において、変換器３から出力される交流電流の位相を調整するなどの処理をする必要はない。このため変換器３にて直流電流を交流電流に変換する役割を果たす素子として、たとえばＩＧＢＴのような自励式の素子を用いる必要はない。このため上述したように変換器３においてはサイリスタのような他励式で、ＩＧＢＴより安価な素子を用いることができる。したがって太陽電池ファーム１００の設備のコストを削減することができる。

さらに、太陽電池ファーム１００の構成においては変換器３を１台設置するのみで、すべての太陽電池パネルグループ１が発電する電力（電流）に対して処理を行なうことができる。すなわち、たとえば従来の太陽電池ファーム４００（図６参照）のように太陽電池パネルグループ１ごとに変換器（図６におけるＰＣＳ５）を設置する場合に比べて、変換器を設置する台数を大幅に減少させることができる。

また、変換器３を超電導ケーブル２０よりも下流側（需要地側）に１台設置するため、変換器３を設置する場所は、通常屋外に設置される太陽電池パネルグループ１から相当離れている。このため変換器３は太陽電池パネルグループ１に付随させて屋外に設置する必要がない。たとえば当該変換器３専用の建屋を設置し、当該建屋内に設置することができる。このようにすれば、変換器３が屋外の風雨や粉塵により故障する頻度を低減することができる。また、太陽電池パネルグループごとに個々に変換器が設置されている場合に比べて、変換器の台数が少ないことからも、当該変換器３が故障する頻度を低減することができる。

以上より、本実施の形態１の太陽電池ファーム１００のような構成とすることにより、変換器３のコストを大幅に低減することができる。そして変換器３にて交流に変換された電流を需要地へ高電力で供給するため、当該電流はトランス４を経由させることにより、当該電流を供給する電圧を高くする処理を行なう。

以上の構成により、本実施の形態１の太陽電池ファーム１００は、低コストで高い電力を、高効率に需要地に供給することができる。

なお、図４に示す太陽電池ファーム２００のように、個々の太陽電池パネルグループ１から超電導ケーブル２０に向けて流れる直流電流の経路として、超電導導体の代わりに通常の常電導導体を用いた常電導枝ケーブル５０を用いてもよい。この場合においても、常電導枝ケーブル５０を流通した電流は超電導ケーブル２０に流入し、超電導導体層を流通することにより集約器２に到達する。常電導枝ケーブル５０の延在する方向の長さは、幹ケーブルである超電導ケーブル２０の延在する方向の長さに比べて非常に短い。このため、常電導枝ケーブル５０を流れる電流により多少の電力損失が発生しても、超電導ケーブル２０にて当該損失を帳消しにするだけの低損失で電流を流通することができる。したがって、太陽電池ファーム２００全体としては電力の低損失を確保することができる。太陽電池ファーム２００は、以上の点についてのみ太陽電池ファーム１００と異なる。

（実施の形態２）
本実施の形態２の太陽電池ファーム３００は、上述した本実施の形態１の太陽電池ファーム１００と、大筋で同様の態様を備えている。しかし、図５に示すように、本実施の形態２の太陽電池ファーム３００は、個々の太陽電池パネルグループ１と集約器２との間に枝ケーブルを設けず、両者の間を超電導ケーブル７０で直接接続した構成となっている。

たとえば図５に示すように、太陽電池パネルグループ１が１０台備えられた太陽電池ファーム３００の場合、太陽電池パネルグループ１と集約器２とを直接接続する超電導ケーブル７０が１０本備えられている。それぞれの超電導ケーブル７０は、たとえば図２に示す太陽電池ファーム１００の枝ケーブル１０と同様に、超電導導体２６と超電導導体層２７（図２参照）とを１本ずつ備え、当該ケーブルの断面のなす円形状の径方向に関して超電導導体２６と超電導導体層２７との間に絶縁体層１６を挟んだ構成であってもよい。

あるいは図３に示す超電導ケーブル２０のように、当該超電導ケーブル７０が太陽電池パネルグループ１と接続される側の端部のみ超電導導体層や絶縁体層を露出させて、それ以外の領域は断面の径方向に関して積層させるために外周側を覆う構成要素で囲まれた構成としてもよい。この場合においても、各太陽電池パネルグループ１と集約器２とを直接接続するため、超電導導体層と絶縁体層とをそれぞれ１本ずつ組み合わせた構成とすればよい。

以上の構成を有する太陽電池ファーム３００においても、太陽電池ファーム１００と同様に、集約器２から変換器３に流入される電流は直流電流である。そして変換器３にて交流電流に変換された電流は、その後集約器を経ることなくトランス４で昇圧され、需要地へ送られる。したがってサイリスタ素子などの他励式で安価な素子を備える変換器３を、個々の太陽電池パネルグループ１から離れた場所に設置した建屋内に設置することができる。このように変換器３の内部に用いられる素子のコスト低減や、当該変換器３の台数を減少させることによるコストの低減により、太陽電池ファーム３００全体の設置コストを大幅に削減することができる。また、太陽電池パネルグループ１において発生する電力による電流を、超電導導体を流通させることによる電力損失の低減を図ることもできる。

実施の形態２は以上に述べた各点についてのみ、実施の形態１と異なる。したがって実施の形態２について、上述しなかった構成や条件、手順や効果などは、全て実施の形態１に順ずる。

以上のように本発明の各実施の形態について説明を行なったが、今回開示した各実施の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。本発明の範囲は特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

本発明は、コストを低減し、使用時の電力損失の少ない発電システムおよび、当該発電システムに用いる超電導ケーブルを提供する技術として、特に優れている。

１太陽電池パネルグループ、２集約器、３変換器、４トランス、５ＰＣＳ、１０枝ケーブル、１１，１２，１３，１４，１５，１６，１７絶縁体層、２０，７０超電導ケーブル、２１，２２，２３，２４，２５，２７超電導導体層、２６超電導導体、２９フォーマ、３０液体窒素管、４０断熱管、５０常電導枝ケーブル、６０幹ケーブル、１００，２００，３００，４００太陽電池ファーム。

Claims

複数の発電要素と、
前記発電要素から出力される直流の電流を集約する集約機と、
前記集約機に直接接続された超電導ケーブルと、
前記集約機で集約された電流を直流から交流に変換する変換器とを備える発電システム。
前記変換器はサイリスタを含む、請求項１に記載の発電システム。
前記超電導ケーブルは、その延在する方向に交差する方向に関して、円筒状の超電導体の外周面上に円筒状の絶縁体が配置され、前記絶縁体の外周面に交差する方向に関して、前記超電導体と前記絶縁体とが交互に複数積層された配置を備えており、
前記超電導体は、前記発電要素に直接接続された枝ケーブルと電気的に接続されている、請求項１または２に記載の発電システム。
前記枝ケーブルは超電導体を含む、請求項３に記載の発電システム。
前記枝ケーブルは常電導体を含む、請求項３に記載の発電システム。
前記超電導ケーブルは、前記発電要素と直接接続されている、請求項１または２に記載の発電システム。
発電システムに用いる超電導ケーブルであり、
長軸状の形状を有するフォーマと、
前記フォーマの延在する方向に関する外周面上に配置された円筒状の超電導体と、
前記超電導体の延在する方向に関する外周面上に配置された円筒状の絶縁体とを備えており、
前記超電導体と前記絶縁体とが、前記外周面に交差する方向に関して交互に複数積層された配置を備える、超電導ケーブル。