JP2016148650A - 高圧直流送電システムの電力損失補正方法 - Google Patents

Abstract

【課題】変換所のインピーダンス値を用いて当該変換所で発生した電力量に対応する電力損失量を検証することができる高圧直流送電システムの電力損失補正方法を提供する。
【解決手段】本発明の一実施形態による高圧直流送電（ＨＶＤＣ）システム３００の電力損失補正方法は、送電電力量及び受電電力量を測定する段階と、測定された送電電力量及び受電電力量の差値に基づいて第１電力損失量を計算する段階と、高圧直流送電システム３００の各位置におけるインピーダンス値に基づいて各位置で発生する損失量を計算する段階と、計算された損失量の合計値に基づいて第２電力損失量を計算する段階と、第１電力損失量と第２電力損失量の差値に基づいて高圧直流送電システム３００で発生する電力損失量の補正のための補正値を決定する段階とを含む。
【選択図】図１４

Description

本発明は、高圧直流送電システムに関し、特に、高圧直流送電システムにおいて送電所と受電所間で発生する電力損失を補正する方法に関する。

高圧直流送電（High Voltage Direct Current, High Voltage Direct Current transmission; HVDC）とは、発電所で生産される交流電力を送電所で直流電力に変換して送電するようにし、その後受電所で交流に再び変換するようにして電力を供給する送電方式をいう。

高圧直流送電システムは、海底ケーブル送電、大容量長距離送電、交流系統間の連系などに適用される。また、高圧直流送電システムは、異なる周波数系統の連系及び非同期（asynchronism）連系を可能にする。

送電所は交流電力を直流電力に変換する。すなわち、海底ケーブルなどを用いて交流電力を送信することは非常に危険であるので、送電所は交流電力を直流電力に変換して受電所に送電する。

一方、高圧直流送電システムに用いられる電圧形コンバータには様々な種類があり、近年最も注目されているのはモジュラーマルチレベル電圧形コンバータである。

モジュラーマルチレベルコンバータ（Modular Multi-Level Converter; MMC）は、複数のサブモジュールを用いて直流電力を交流電力に変換する装置であって、それぞれのサブモジュールが充電、放電、バイパス状態となるように制御して動作する。

メインコントローラは、送電所に設置された計器用変圧器により取得される電圧値及び電流値を用いて送電所から送信される送電電力量を計算する。

また、メインコントローラは、受電所に設置された計器用変圧器により取得される電圧値及び電流値を用いて受電所で受信された受電電力量を計算する。

さらに、メインコントローラは、送電電力量と受電電力量の差に基づいて電力損失量を計算する。

このように、従来は単に送電電力量と受電電力量の差値を電力損失量として認識していたが、高圧直流送電システムを設計及び研究する段階において、各機器のスイッチング損失、インピーダンス成分による熱損失及び高調波損失を考慮するようになった。

しかし、理論的な設計値には常に誤差があり、その誤差は実際のシステム運転時に非常に大きな損失として現れることがある。よって、その誤差による損失により高圧直流送電システムは精密な運転をすることができないにもかかわらず、実際には発生しない損失として考えられている。すなわち、前述したように、単に送電電力量と受電電力量の差値では電力損失量を正確に測定することが困難である。

このために、各機器と線路に数多くの電流センサ及び電圧センサ、並びにモニタ装置を装着して実際の損失を測定及び補正することができるが、この方法は、非常に多くの機器の装着により実際にシステムに適用することが困難であり、システムに適用するとしてもコストが増加するという問題がある。

本発明は、変換所のインピーダンス値を用いて当該変換所で発生した電力量に対応する電力損失量を検証することができる高圧直流送電システムの電力損失補正方法を提供することを技術的課題とする。

本発明は、変換所で発生した電力量に対応する電力損失量とインピーダンス値に基づいて計算された実際の電力損失量に差が生じると当該実際の電力損失量を補正することができる高圧直流送電システムの電力損失補正方法を提供することを他の技術的課題とする。

本発明は、送電所、受電所及び送電線のそれぞれで発生する電力損失量を検証してそれによる誤差を補正することができる高圧直流送電システムの電力損失補正方法を提供することをさらに他の技術的課題とする。

本発明の技術的課題は前述した技術的課題に限定されるものではなく、言及されていないさらに他の技術的課題は本発明の属する技術の分野における通常の知識を有する者であれば後述する発明の詳細な説明から明確に理解できるであろう。

上記技術的課題を解決するために、本発明の一実施形態による高圧直流送電（ＨＶＤＣ）システムの電力損失補正方法は、送電電力量及び受電電力量を測定する段階と、前記測定された送電電力量及び受電電力量の差値に基づいて第１電力損失量を計算する段階と、前記高圧直流送電システムの各位置におけるインピーダンス値に基づいて前記各位置で発生する損失量を計算する段階と、前記計算された損失量の合計値に基づいて第２電力損失量を計算する段階と、前記第１電力損失量と前記第２電力損失量の差値に基づいて前記高圧直流送電システムで発生する電力損失量の補正のための補正値を決定する段階とを含む。

また、前記各位置で発生する損失量を計算する段階は、第１変換所で発生する損失量を計算する段階と、第２変換所で発生する損失量を計算する段階と、前記第１変換所と前記第２変換所を接続する送電線で発生する損失量を計算する段階とを含んでもよい。

さらに、前記補正値は、前記第２電力損失量と同じ値となるように前記第１電力損失量を補正するためのオフセット値を含んでもよい。

さらに、前記送電電力量は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって前記第１変換所又は前記第２変換所の電力量であり、前記受電電力量は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって前記第２変換所又は前記第１変換所の電力量であってもよい。

さらに、前記オフセット値は、前記送電線のインピーダンス値を状態に応じて補正するための値であってもよい。

さらに、前記補正値は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって異なる値にそれぞれ決定され、前記運転方向は、前記第１変換所が送電所として動作し、かつ前記第２変換所が受電所として動作する第１運転方向と、前記第１変換所が受電所として動作し、かつ前記第２変換所が送電所として動作する第２運転方向とを含んでもよい。

さらに、前記補正値は、前記送電所から前記受電所に供給される運転電力量に応じて異なる値にそれぞれ決定されるようにしてもよい。

本実施形態によれば、変換所の電力損失量を計算して実際の電力損失量と比較し、比較の結果に応じて計算された電力損失量の誤差を補正することにより、変換所の電力損失誤差を最小限に抑えることができる。

また、本実施形態によれば、複数の変換所間を接続する送信線の送信電力に応じたインピーダンスの変化を反映して複数の変換所間で発生する電力損失量を補正することにより、簡単に送信電力の損失を最小限に抑えながらも誤差を補正することができる。

本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態によるモノポーラ方式の高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態によるバイポーラ方式の高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態による変圧器と三相バルブブリッジの結線を説明するための図である。 本発明の一実施形態によるモジュラーマルチレベルコンバータの構成の一例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態によるモジュラーマルチレベルコンバータの構成の他の例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態による複数のサブモジュールの接続を示す図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの構成の一例を示す図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの等価モデルを示す図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの動作を説明するための図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの動作を説明するための図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの動作を説明するための図である。 本発明の一実施形態によるサブモジュールの動作を説明するための図である。 本発明の一実施形態による電力損失補正システムの構成を示すブロック図である。 本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの電力損失補正方法を示すフロー図である。 本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの電力損失補正方法を示すフロー図である。 本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの電力損失補正方法を示すフロー図である。

本発明の利点及び特徴、並びにそれらを達成する方法は添付の図面と共に後述する実施形態を参照することにより明らかになるであろう。

しかし、本発明は、後述する実施形態に限定されるものではなく、異なる様々な形態で実現することができる。後述する実施形態は、本発明を開示し、本発明の属する技術の分野における通常の知識を有する者に本発明を理解させるためのものにすぎず、本発明は、請求の範囲により定義されるものである。本明細書全体にわたって同一の構成要素には同一の符号を付す。

本発明の実施形態について説明する上で、公知の機能又は構成についての具体的な説明が本発明の要旨を不明にすると判断される場合は、その詳細な説明を省略する。なお、後述する用語は本発明の実施形態における機能を考慮して定義したものであり、これは使用者、運用者の意図や慣例などによって他の用語に置き換えることができる。よって、その定義は本明細書全体の内容に基づいて下されるべきである。

添付の図面における各ブロック又は各段階の組み合わせはコンピュータプログラムインストラクションにより行ってもよい。コンピュータプログラムインストラクションは汎用コンピュータ、特殊用コンピュータ、又はプログラム可能なデータプロセッシング装置のプロセッサに搭載することができるので、コンピュータ又はプログラム可能なデータプロセッシング装置のプロセッサにより行われるインストラクションが図面における各ブロック又は各段階で説明される機能を実行する手段を生成するようにすることができる。コンピュータプログラムインストラクションは特定の方式で機能を実行するためにコンピュータ又はプログラム可能なデータプロセッシング装置と連携するコンピュータ使用可能又はコンピュータ可読メモリに保存することもできるので、コンピュータ使用可能又はコンピュータ可読メモリに保存されたインストラクションが図面における各ブロック又は各段階で説明される機能を実行するインストラクション手段を含む製造品目を生産するようにすることもできる。コンピュータプログラムインストラクションはコンピュータ又はプログラム可能なデータプロセッシング装置に搭載することもできるので、コンピュータ又はプログラム可能なデータプロセッシング装置において一連の動作が行われてコンピュータで実行されるプロセスが生成されることによりコンピュータ又はプログラム可能なデータプロセッシング装置の実行を行うインストラクションが図面における各ブロック又は各段階で説明される機能を実行するためのステップを提供するようにすることもできる。

また、各ブロック又は各段階は、特定の論理的機能を実行するための少なくとも１つの実行可能なインストラクションを含むモジュール、セグメント又はコードの一部を示すようにしてもよい。さらに、いくつかの代替実施形態においては、ブロック又は段階で言及された機能の順序を変えてもよい。例えば、図面における連続する２つのブロック又は段階は、実質的に同時に行われるようにしてもよく、その機能によっては逆順に行われるようにしてもよい。

図１は本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。

図１に示すように、本発明の一実施形態による高圧直流送電システム１００は、発電パート１０１、送電側交流パート１１０、送電側変電パート１０３、直流送電パート１４０、需要側変電パート１０５、需要側交流パート１７０、需要パート１８０及び制御パート１９０を含む。送電側変電パート１０３は、送電側変圧器パート１２０及び送電側交流／直流コンバータパート１３０を含む。需要側変電パート１０５は、需要側直流／交流コンバータパート１５０及び需要側変圧器パート１６０を含む。

発電パート１０１は三相交流電力を生成する。発電パート１０１は複数の発電所を含んでもよい。

送電側交流パート１１０は、発電パート１０１により生成された三相交流電力を送電側変圧器パート１２０及び送電側交流／直流コンバータパート１３０を含むＤＣ変電所に出力する。

送電側変圧器パート１２０は、送電側交流パート１１０を送電側交流／直流コンバータパート１３０及び直流送電パート１４０から隔離する（isolate）。

送電側交流／直流コンバータパート１３０は、送電側変圧器パート１２０からの三相交流電力を直流電力に変換して直流送電パート１４０に出力する。

直流送電パート１４０は、送電側の直流電力を需要側に出力する。

需要側直流／交流コンバータパート１５０は、直流送電パート１４０からの直流電力を三相交流電力に変換して需要側変圧器パート１６０に出力する。

需要側変圧器パート１６０は、需要側交流パート１７０を需要側直流／交流コンバータパート１５０及び直流送電パート１４０から隔離する。

需要側交流パート１７０は、需要側変圧器パート１６０からの三相交流電力を需要パート１８０に供給する。

制御パート１９０は、発電パート１０１、送電側交流パート１１０、送電側変電パート１０３、直流送電パート１４０、需要側変電パート１０５、需要側交流パート１７０、需要パート１８０、制御パート１９０、送電側交流／直流コンバータパート１３０及び需要側直流／交流コンバータパート１５０の少なくとも１つを制御する。特に、制御パート１９０は、送電側交流／直流コンバータパート１３０及び需要側直流／交流コンバータパート１５０における複数のバルブのターンオン及びターンオフのタイミングを制御することができる。ここで、バルブは、サイリスタ又は絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（Insulated Gate Bipolar Transistor; IGBT）であってもよい。

図２は本発明の一実施形態によるモノポーラ方式の高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。

なお、図２は単極の直流電力を送電するシステムを示し、以下では単極を陽極と仮定して説明するがこれに限定されるものではない。

送電側交流パート１１０は、交流送電線１１１及び交流フィルタ１１３を含む。

交流送電線１１１は、発電パート１０１により生成された三相交流電力を送電側変電パート１０３に送電する。

交流フィルタ１１３は、発電パート１０１により生成された三相交流電力から、送電側変電パート１０３が用いる周波数成分以外の周波数成分を除去する。

送電側変圧器パート１２０は、陽極のための少なくとも１つの変圧器１２１を含む。送電側交流／直流コンバータパート１３０は、陽極直流電力を生成する交流／陽極直流コンバータ１３１を含み、交流／陽極直流コンバータ１３１は、陽極のための少なくとも１つの変圧器１２１にそれぞれ対応する少なくとも１つの三相バルブブリッジ１３１ａを含む。

１つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて６個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

２つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて１２個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１２１は、一方の変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

３つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて１８個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。

直流送電パート１４０は、送電側陽極直流フィルタ１４１、陽極直流送電線１４３及び需要側陽極直流フィルタ１４５を含む。

送電側陽極直流フィルタ１４１は、インダクタＬ１及びコンデンサＣ１を含み、交流／陽極直流コンバータ１３１から出力される陽極直流電力を直流フィルタリングする。

陽極直流送電線１４３は、陽極直流電力の送信のための１つのＤＣラインを有し、電流帰還経路としては大地を用いることができる。ＤＣライン上には少なくとも１つのスイッチが配置される。

需要側陽極直流フィルタ１４５は、インダクタＬ２及びコンデンサＣ２を含み、陽極直流送電線１４３を介して送電された陽極直流電力を直流フィルタリングする。

需要側直流／交流コンバータパート１５０は陽極直流／交流コンバータ１５１を含み、陽極直流／交流コンバータ１５１は少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５１ａを含む。

需要側変圧器パート１６０は、陽極のために少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５１ａにそれぞれ対応する少なくとも１つの変圧器１６１を含む。

１つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて６個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

２つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて１２個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１６１は、一方の変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

３つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて１８個のパルスを有する交流電力を生成することができる。

需要側交流パート１７０は、交流フィルタ１７１及び交流送電線１７３を含む。

交流フィルタ１７１は、需要側変電パート１０５により生成された交流電力から、需要パート１８０が用いる周波数成分（例えば６０Ｈｚ）以外の周波数成分を除去する。

交流送電線１７３は、フィルタリングされた交流電力を需要パート１８０に送電する。

図３は本発明の一実施形態によるバイポーラ方式の高圧直流送電システムの構成を示すブロック図である。

なお、図３は二極の直流電力を送電するシステムを示し、以下では二極を陽極及び陰極と仮定して説明するがこれに限定されるものではない。

送電側交流パート１１０は、交流送電線１１１及び交流フィルタ１１３を含む。

交流送電線１１１は、発電パート１０１により生成された三相交流電力を送電側変電パート１０３に送電する。

交流フィルタ１１３は、発電パート１０１により生成された三相交流電力から、送電側変電パート１０３が用いる周波数成分以外の周波数成分を除去する。

送電側変圧器パート１２０は、陽極のための少なくとも１つの変圧器１２１と、陰極のための少なくとも１つの変圧器１２２とを含む。送電側交流／直流コンバータパート１３０は、陽極直流電力を生成する交流／陽極直流コンバータ１３１と、陰極直流電力を生成する交流／陰極直流コンバータ１３２とを含み、交流／陽極直流コンバータ１３１は、陽極のための少なくとも１つの変圧器１２１にそれぞれ対応する少なくとも１つの三相バルブブリッジ１３１ａを含み、交流／陰極直流コンバータ１３２は、陰極のための少なくとも１つの変圧器１２２にそれぞれ対応する少なくとも１つの三相バルブブリッジ１３２ａを含む。

陽極のために１つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて６個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陽極のために２つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて１２個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１２１は、一方の変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１２１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陽極のために３つの三相バルブブリッジ１３１ａが用いられる場合、交流／陽極直流コンバータ１３１は、交流電力を用いて１８個のパルスを有する陽極直流電力を生成することができる。

陰極のために１つの三相バルブブリッジ１３２ａが用いられる場合、交流／陰極直流コンバータ１３２は、６個のパルスを有する陰極直流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１２２の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陰極のために２つの三相バルブブリッジ１３２ａが用いられる場合、交流／陰極直流コンバータ１３２は、１２個のパルスを有する陰極直流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１２２は、一方の変圧器１２２の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１２２の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陰極のために３つの三相バルブブリッジ１３２ａが用いられる場合、交流／陰極直流コンバータ１３２は、１８個のパルスを有する陰極直流電力を生成することができる。

直流送電パート１４０は、送電側陽極直流フィルタ１４１、送電側陰極直流フィルタ１４２、陽極直流送電線１４３、陰極直流送電線１４４、需要側陽極直流フィルタ１４５及び需要側陰極直流フィルタ１４６を含む。

送電側陽極直流フィルタ１４１は、インダクタＬ１及びコンデンサＣ１を含み、交流／陽極直流コンバータ１３１から出力される陽極直流電力を直流フィルタリングする。

送電側陰極直流フィルタ１４２は、インダクタＬ３及びコンデンサＣ３を含み、交流／陰極直流コンバータ１３２から出力される陰極直流電力を直流フィルタリングする。

陽極直流送電線１４３は、陽極直流電力の送信のための１つのＤＣラインを有し、電流帰還経路としては大地を用いることができる。ＤＣライン上には少なくとも１つのスイッチが配置される。

陰極直流送電線１４４は、陰極直流電力の送信のための１つのＤＣラインを有し、電流帰還経路としては大地を用いることができる。ＤＣライン上には少なくとも１つのスイッチが配置される。

需要側陽極直流フィルタ１４５は、インダクタＬ２及びコンデンサＣ２を含み、陽極直流送電線１４３を介して送電された陽極直流電力を直流フィルタリングする。

需要側陰極直流フィルタ１４６は、インダクタＬ４及びコンデンサＣ４を含み、陰極直流送電線１４４を介して送電された陰極直流電力を直流フィルタリングする。

需要側直流／交流コンバータパート１５０は陽極直流／交流コンバータ１５１及び陰極直流／交流コンバータ１５２を含み、陽極直流／交流コンバータ１５１は少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５１ａを含み、陰極直流／交流コンバータ１５２は少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５２ａを含む。

需要側変圧器パート１６０は、陽極のために少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５１ａにそれぞれ対応する少なくとも１つの変圧器１６１を含み、陰極のために少なくとも１つの三相バルブブリッジ１５２ａにそれぞれ対応する少なくとも１つの変圧器１６２を含む。

陽極のために１つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて６個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陽極のために２つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて１２個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１６１は、一方の変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１６１の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陽極のために３つの三相バルブブリッジ１５１ａが用いられる場合、陽極直流／交流コンバータ１５１は、陽極直流電力を用いて１８個のパルスを有する交流電力を生成することができる。

陰極のために１つの三相バルブブリッジ１５２ａが用いられる場合、陰極直流／交流コンバータ１５２は、陰極直流電力を用いて６個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その１つの変圧器１６２の１次側コイル及び２次側コイルは、Ｙ−Ｙ結線を有するようにしてもよく、Ｙ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陰極のために２つの三相バルブブリッジ１５２ａが用いられる場合、陰極直流／交流コンバータ１５２は、陰極直流電力を用いて１２個のパルスを有する交流電力を生成することができる。この場合、その２つの変圧器１６２は、一方の変圧器１６２の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Ｙ結線を有するようにし、他方の変圧器１６２の１次側コイル及び２次側コイルがＹ−Δ結線を有するようにしてもよい。

陰極のために３つの三相バルブブリッジ１５２ａが用いられる場合、陰極直流／交流コンバータ１５２は、陰極直流電力を用いて１８個のパルスを有する交流電力を生成することができる。

需要側交流パート１７０は、交流フィルタ１７１及び交流送電線１７３を含む。

交流フィルタ１７１は、需要側変電パート１０５により生成された交流電力から、需要パート１８０が用いる周波数成分（例えば６０Ｈｚ）以外の周波数成分を除去する。

交流送電線１７３は、フィルタリングされた交流電力を需要パート１８０に送電する。

図４は本発明の一実施形態による変圧器と三相バルブブリッジの結線を説明するための図である。

なお、図４は陽極のための２つの変圧器１２１と陽極のための２つの三相バルブブリッジ１３１ａの結線を示す。陰極のための２つの変圧器１２２と陰極のための２つの三相バルブブリッジ１３２ａの結線、陽極のための２つの変圧器１６１と陽極のための２つの三相バルブブリッジ１５１ａの結線、陰極のための２つの変圧器１６２と陰極のための２つの三相バルブブリッジ１５２ａの結線、陽極のための１つの変圧器１２１と陽極のための１つの三相バルブブリッジ１３１ａの結線、陽極のための１つの変圧器１６１と陽極のための１つの三相バルブブリッジ１５１ａの結線などについては、図４の実施形態から容易に導き出せるのでその図面と説明を省略する。

図４において、Ｙ−Ｙ結線を有する変圧器１２１を上側変圧器、Ｙ−Δ結線を有する変圧器１２１を下側変圧器、上側変圧器に接続される三相バルブブリッジ１３１ａを上側三相バルブブリッジ、下側変圧器に接続される三相バルブブリッジ１３１ａを下側三相バルブブリッジという。

上側三相バルブブリッジは直流電力を出力する第１出力端ＯＵＴ１を有し、下側三相バルブブリッジは直流電力を出力する第２出力端ＯＵＴ２を有する。

上側三相バルブブリッジは６つのバルブＤ１〜Ｄ６を含み、下側三相バルブブリッジは６つのバルブＤ７〜Ｄ１２を含む。

バルブＤ１は、第１出力端ＯＵＴ１に接続されるカソードと、上側変圧器の２次側コイルの第１端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ２は、バルブＤ５のアノードに接続されるカソードと、バルブＤ６のアノードに接続されるアノードとを有する。

バルブＤ３は、第１出力端ＯＵＴ１に接続されるカソードと、上側変圧器の２次側コイルの第２端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ４は、バルブＤ１のアノードに接続されるカソードと、バルブＤ６のアノードに接続されるアノードとを有する。

バルブＤ５は、第１出力端ＯＵＴ１に接続されるカソードと、上側変圧器の２次側コイルの第３端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ６は、バルブＤ３のアノードに接続されるカソードを有する。

バルブＤ７は、バルブＤ６のアノードに接続されるカソードと、下側変圧器の２次側コイルの第１端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ８は、バルブＤ１１のアノードに接続されるカソードと、第２出力端ＯＵＴ２に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ９は、バルブＤ６のアノードに接続されるカソードと、下側変圧器の２次側コイルの第２端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ１０は、バルブＤ７のアノードに接続されるカソードと、第２出力端ＯＵＴ２に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ１１は、バルブＤ６のアノードに接続されるカソードと、下側変圧器の２次側コイルの第３端子に接続されるアノードとを有する。

バルブＤ１２は、バルブＤ９のアノードに接続されるカソードと、第２出力端ＯＵＴ２に接続されるアノードとを有する。

一方、需要側直流／交流コンバータパート１５０は、モジュラーマルチレベルコンバータ２００から構成されてもよい。

モジュラーマルチレベルコンバータ２００は、複数のサブモジュール２１０を用いて直流電力を交流電力に変換するようにしてもよい。

以下、図５及び図６を参照して本発明の一実施形態によるモジュラーマルチレベルコンバータの構成について説明する。

図５及び図６は本発明の一実施形態によるモジュラーマルチレベルコンバータの構成を示すブロック図である。

本発明の一実施形態によるモジュラーマルチレベルコンバータ２００は、メインコントローラ２５０、複数のサブコントローラ２３０及び複数のサブモジュール２１０を含む。

メインコントローラ２５０は複数のサブコントローラ２３０を制御し、それぞれのサブコントローラ２３０はサブコントローラ２３０自身に接続されたサブモジュール２１０を制御するようにしてもよい。

ここで、図５に示すように、１つのサブコントローラ２３０を１つのサブモジュール２１０に接続し、サブコントローラ２３０が、メインコントローラ２５０により送信される制御信号に基づいてサブコントローラ２３０自身に接続された１つのサブモジュール２１０のスイッチング動作を制御するようにしてもよい。

また、図６に示すように、１つのサブコントローラ２３０を複数のサブモジュール２１０に接続し、サブコントローラ２３０が、メインコントローラ２５０により送信される複数の制御信号からサブコントローラ２３０自身に接続された複数のサブモジュール２１０のそれぞれに対する制御信号を確認し、その確認した制御信号に基づいて複数のサブモジュール２１０をそれぞれ制御するようにしてもよい。

メインコントローラ２５０は、複数のサブモジュール２１０の動作条件を決定し、決定した動作条件に基づいて複数のサブモジュール２１０の動作を制御するための制御信号を生成する。

また、メインコントローラ２５０は、生成した制御信号をサブコントローラ２３０に送信する。

ここで、複数のサブコントローラ２３０にはアドレスが割り当てられており、メインコントローラ２５０は、それぞれのサブモジュール２１０に対する制御信号を生成し、割り当てられたアドレスに基づいて生成した制御信号をサブコントローラ２３０に送信する。

例えば、第１サブモジュール２１０と第１サブコントローラ２３０とが接続されて第１サブコントローラ２３０により第１サブモジュール２１０のスイッチング制御が行われ、第１サブモジュール２１０に割り当てられたアドレス情報が「１」の場合、メインコントローラ２５０は、第１サブモジュール２１０に対応する制御信号を「１」というアドレスが割り当てられた第１サブモジュール２１０に送信する。

また、第１サブコントローラ２３０は、メインコントローラ２５０により送信される制御信号を受信し、受信した制御信号に基づいて第１サブコントローラ２３０自身に接続されたサブモジュール２１０を制御する。

ここで、メインコントローラ２５０からサブコントローラ２３０に送信される制御信号は、サブモジュール２１０のスイッチング条件情報と共に、スイッチング条件情報がいずれのサブモジュール２１０に適用される情報であるかを示す識別情報を含んでもよい。

よって、サブコントローラ２３０は、制御信号に含まれる識別情報を用いてメインコントローラ２５０から受信した制御信号がサブコントローラ２３０自身に接続されたサブモジュール２１０に対応する制御信号であるか否かを確認し、それによって制御信号に含まれるスイッチング条件情報に基づいてサブモジュールのスイッチング条件を制御することができる。

ここで、受信した制御信号に含まれる識別情報がサブコントローラ２３０自身に接続されたサブモジュール２１０に対応しない場合、サブコントローラ２３０は、受信した制御信号に含まれるスイッチング条件をサブモジュール２１０に適用しない。

また、サブコントローラ２３０は、受信した制御信号を、制御信号に含まれる識別情報に対応するサブモジュールを制御する他のサブコントローラに伝達する。

以下、サブモジュール２１０、サブコントローラ２３０及びメインコントローラ２５０についてより具体的に説明する。

サブモジュール２１０は、直流電力が入力されることにより充電、放電及びバイパス動作のいずれかの動作を行うようにしてもよい。

サブモジュール２１０は、ダイオードを含むスイッチング素子で構成され、スイッチング動作とダイオードの整流動作によりサブモジュール２１０の充電、放電及びバイパス動作のいずれかの動作を行うようにしてもよい。

サブコントローラ２３０のそれぞれは、サブモジュール２１０に関する情報を取得し、取得した情報をアドレス情報中に挿入する。また、サブコントローラ２３０のそれぞれは、メインコントローラ２５０の要求に応じて取得した情報が挿入されたアドレス情報をメインコントローラ２５０に送信する。

このために、サブコントローラ２３０のそれぞれは、少なくとも１つのセンサを含む。サブコントローラ２３０のセンサは、サブモジュール２１０の電流及び電圧の少なくとも一方を測定するようにしてもよい。

また、サブコントローラ２３０は、測定したサブモジュール２１０の電流及び電圧の少なくとも一方の情報をアドレス情報中に挿入するようにしてもよい。測定した情報は、サブモジュール２１０に充電された電圧の情報であってもよい。

さらに、サブコントローラ２３０は、メインコントローラ２５０から送信されるレファレンス情報をアドレス情報中に挿入するようにしてもよい。レファレンス情報は、基準直流電圧及びスイッチングキャリア信号を含んでもよい。

さらに、サブコントローラ２３０は、サブモジュール２１０のスイッチングヒストリ情報をアドレス情報中に挿入するようにしてもよい。スイッチングヒストリ情報とは、サブモジュール２１０により行われた充電、放電及びバイパス動作に関するヒストリ情報を意味する。

すなわち、サブコントローラ２３０は、サブモジュール２１０に関して現在のスイッチング情報及び以前の時点でのスイッチング情報を確認し、確認したスイッチング情報をアドレス情報中に挿入するようにしてもよい。

また、サブコントローラ２３０のそれぞれにはアドレスが割り当てられ、アドレス情報中には割り当てられたアドレスに対応する識別情報が含まれるようにしてもよい。

さらに、サブコントローラ２３０は、メインコントローラ２５０からサブコントローラ２３０自身のアドレスの確認を要求する信号を受信すると、受信した要求信号に応じてアドレス情報をメインコントローラ２５０に送信するようにしてもよい。

ここで、送信されるアドレス情報中には、前述した識別情報だけでなく、サブモジュール２１０に関する様々な情報が含まれる。

メインコントローラ２５０は、アドレスの確認だけで、サブコントローラ２３０が制御しているサブモジュール２１０の状態情報まで確認することができる。

例えば、サブモジュール２１０は、複数で構成され、特定のサブモジュールは継続して充電動作のみを行い、他のサブモジュールは放電動作又はバイパス動作のみを行うようにしてもよい。よって、メインコントローラ２５０は、確認したアドレス情報中に含まれるスイッチングヒストリ情報を用いて、現時点で充電動作を行うサブモジュール、放電動作を行うサブモジュール及びバイパス動作を行うサブモジュールをそれぞれ決定する。

また、メインコントローラ２５０は、アドレス情報中に含まれる充電電圧情報を用いて、現時点で必要な電力に応じて放電動作を行うサブモジュールの数を決定するようにしてもよい。

すなわち、メインコントローラ２５０は、モジュラーマルチレベルコンバータ２００の全般的な動作を制御することができる。

メインコントローラ２５０は、メインコントローラ２５０自身と連携している、交流パート１１０、１７０の電流、電圧、及び直流送電パート１４０の電流、電圧を測定するようにしてもよい。

また、メインコントローラ２５０は、全ての制御値を算出するようにしてもよい。

ここで、全ての制御値は、モジュラーマルチレベルコンバータ２００の出力交流電力の電圧、電流、周波数の大きさの目標値であってもよい。

メインコントローラ２５０は、モジュラーマルチレベルコンバータ２００と連携している、交流パート１１０、１７０の電流、電圧、及び直流送電パート１４０の電流、電圧の少なくとも１つに基づいて、全ての制御値を算出するようにしてもよい。

一方、メインコントローラ２５０は、通信装置（図示せず）を介して上位コントローラ（図示せず）から受信した基準有効電力、基準無効電力、基準電流及び基準電圧の少なくとも１つに基づいて、モジュラーマルチレベルコンバータ２００の動作を制御するようにしてもよい。

メインコントローラ２５０は、サブコントローラ２３０とのデータ交換によりアドレス情報が提供されるようにしてもよい。

以下、図７を参照して三相モジュラーマルチレベルコンバータに含まれる複数のサブモジュールの接続について説明する。

図７は本発明の一実施形態による複数のサブモジュールの接続を示す図である。

図７に示すように、複数のサブモジュール２１０は、直列に接続され、１つの相の陽極又は陰極に接続された複数のサブモジュール２１０が１つのアームを構成するようにしてもよい。

三相モジュラーマルチレベルコンバータ２００は、一般に６つのアームから構成されるが、Ａ、Ｂ、Ｃの三相のそれぞれにおいて陽極及び陰極で構成されて６つのアームから構成されるようにしてもよい。

例えば、三相モジュラーマルチレベルコンバータ２００は、Ａ相の陽極における複数のサブモジュール２１０で構成される第１アーム２２１と、Ａ相の陰極における複数のサブモジュール２１０で構成される第２アーム２２２と、Ｂ相の陽極における複数のサブモジュール２１０で構成される第３アーム２２３と、Ｂ相の陰極における複数のサブモジュール２１０で構成される第４アーム２２４と、Ｃ相の陽極における複数のサブモジュール２１０で構成される第５アーム２２５と、Ｃ相の陰極における複数のサブモジュール２１０で構成される第６アーム２２６とから構成されるようにしてもよい。

また、１つの相における複数のサブモジュール２１０がレッグを構成するようにしてもよい。

例えば、三相モジュラーマルチレベルコンバータ２００は、Ａ相における複数のサブモジュール２１０を含むＡ相のレッグ２２１Ａと、Ｂ相における複数のサブモジュール２１０を含むＢ相のレッグ２２３Ａと、Ｃ相における複数のサブモジュール２１０を含むＣ相のレッグ２２５Ａとから構成されるようにしてもよい。

この場合、第１〜第６アーム２２１、２２２、２２３、２２４、２２５、２２６は、それぞれＡ、Ｂ、Ｃ相のレッグ２２１Ａ、２２３Ａ、２２５Ａに含まれる。

具体的には、Ａ相のレッグ２２１Ａは陽極アームである第１アーム２２１と陰極アームである第２アーム２２２とを含み、Ｂ相のレッグ２２３Ａは陽極アームである第３アーム２２３と陰極アームである第４アーム２２４とを含み、Ｃ相のレッグ２２５Ａは、陽極アームである第５アーム２２５と陰極アームである第６アーム２２６とを含む。

さらに、複数のサブモジュール２１０が極性によって陽極アーム２２７と陰極アーム２２８を構成するようにしてもよい。

具体的には、図７に示すように、モジュラーマルチレベルコンバータ２００に含まれる複数のサブモジュール２１０は、中性線ｎを基準として、陽極に対応する複数のサブモジュール２１０と、陰極に対応する複数のサブモジュール２１０に分けられるようにしてもよい。

つまり、モジュラーマルチレベルコンバータ２００は、陽極に対応する複数のサブモジュール２１０で構成される陽極アーム２２７と、陰極に対応する複数のサブモジュール２１０で構成される陰極アーム２２８とから構成されるようにしてもよい。

この場合、陽極アーム２２７は、第１アーム２２１、第３アーム２２３及び第５アーム２２５から構成され、陰極アーム２２８は、第２アーム２２２、第４アーム２２４及び第６アーム２２６から構成される。

以下、図８を参照して本発明の一実施形態によるサブモジュールの構成について説明する。

図８は本発明の一実施形態によるサブモジュールの構成の一例を示す図である。

図８に示すサブモジュール２１０は、２つのスイッチ、２つのダイオード、コンデンサを含むが、このようなタイプをハーフブリッジ（half bridge）形又は半波インバータ（half wave inverter）ともいう。

スイッチング部２１７に含まれるスイッチは、電力半導体を含んでもよい。

電力半導体は電力用半導体素子をいい、電力の変換や制御用に最適化することができる。また、電力半導体はバルブ装置ともいう。

例えば、スイッチング部２１７に含まれるスイッチは、絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（Insulated Gate Bipolar Transistor; IGBT）、ゲートターンオフサイリスタ（Gate Turn-Off thyristor; GTO）、集積化ゲート転流型サイリスタ（Integrated Gate Commutated Thyristor; IGCT）などで構成されてもよい。

保存部２１９は、コンデンサを含んでおり、エネルギーを充電又は放電することができる。一方、サブモジュール２１０の構成及び動作に基づいてサブモジュール２１０を等価モデルで示すことができる。

図９は本発明の一実施形態によるサブモジュールの等価モデルを示す図である。

図９に示すように、サブモジュール２１０は、スイッチとコンデンサとから構成されたエネルギー充放電装置にすることができる。

これにより、サブモジュール２１０は出力電圧がＶｓｍであるエネルギー充放電装置と同じであることを確認することができる。

以下、図１０〜図１３を参照して本発明の一実施形態によるサブモジュールの動作について説明する。

図１０〜図１３に示すサブモジュール２１０のスイッチ部２１７は複数のスイッチＴ１、Ｔ２を含み、それぞれのスイッチＴ１、Ｔ２はそれぞれのダイオードＤ１、Ｄ２に接続される。また、サブモジュール２１０の保存部２１９はコンデンサを含む。

図１０及び図１１を参照してサブモジュール２１０の充放電動作について説明する。

図１０及び図１１はサブモジュール２１０のコンデンサ電圧Ｖｓｍの形成を示す。

図１０及び図１１を参照すると、スイッチ部２１７のスイッチＴ１はターンオン状態であり、スイッチ部２１７のスイッチＴ２はターンオフ状態である。よって、サブモジュール２１０は、それぞれのスイッチＴ１、Ｔ２の動作によってコンデンサ電圧を形成することができる。

具体的には、図１０に示すように、サブモジュール２１０に流入する電流はダイオードＤ１を介してコンデンサに流れてコンデンサ電圧を形成し、形成されたコンデンサ電圧によりコンデンサにエネルギーが充電される。

また、サブモジュール２１０は、充電されたエネルギーを放出することができる。

具体的には、図１１に示すように、サブモジュール２１０に充電されたエネルギーであるコンデンサの蓄積エネルギーはスイッチＴ１を介して出力される。よって、サブモジュール２１０は、蓄積されたエネルギーを放出することができる。

図１２及び図１３を参照してサブモジュール２１０のバイパス動作について説明する。

図１２及び図１３はサブモジュール２１０のゼロ電圧の形成を示す。

図１２及び図１３を参照すると、スイッチ部２１７のスイッチＴ１はターンオフ状態であり、スイッチ部２１７のスイッチＴ２はターンオン状態である。よって、サブモジュール２１０のコンデンサに電流が流れなくなり、サブモジュール２１０はゼロ電圧を形成することができる。

具体的には、図１２に示すように、サブモジュール２１０に流入する電流がスイッチＴ２を介して出力され、サブモジュール２１０はゼロ電圧を形成することができる。

また、図１３を参照すると、サブモジュール２１０に流入する電流がダイオードＤ２を介して出力され、サブモジュール２１０はゼロ電圧を形成することができる。

このように、サブモジュール２１０は、ゼロ電圧を形成することができ、流れる電流がサブモジュール２１０に流入しないで通過するバイパス動作を行うことができる。

図１４は本発明の一実施形態による電力損失補正システムの構成を示すブロック図である。

図１４に示すように、電力損失補正システムは、高圧直流送電システム３００及び電力損失量補正装置４００を含む。

高圧直流送電システム３００については前述したので詳細な説明は省略する。

前述したように、高圧直流送電システム３００は、第１変換所３１０、第２変換所３２０及び送電線３３０を含む。

第１変換所３１０及び第２変換所３２０は、運転状態によって送電所又は受電所のいずれかとして動作する。例えば、第１変換所３１０が送電所として動作する場合、第２変換所３２０は第１変換所３１０から送信される電力を受信する受電所として動作する。逆に、第２変換所３２０が送電所として動作する場合、第１変換所３１０は第２変換所３２０から送信される電力を受信する受電所として動作する。

送電線３３０は、第１変換所３１０と第２変換所３２０との間に配置され、それにより、第１変換所３１０で発生した電力を第２変換所３２０に送信することができ、逆に第２変換所３２０で発生した電力を第１変換所３１０に送信することができる。

電力損失量補正装置４００は、高圧直流送電システム３００の第１変換所３１０及び第２変換所３２０や第３の場所に設置することができる。電力損失量補正装置４００は、第１変換所３１０、第２変換所３２０及び送電線３３０のそれぞれで発生する電力損失量を計算し、インピーダンス値に基づいて計算された電力損失量を検証し、検証の結果に応じて計算された電力損失量を補正する。

電力損失量の補正は、第１変換所３１０、第２変換所３２０及び送電線３３０のそれぞれに対して行うことができる。また、電力損失量の補正は、第１変換所３１０、第２変換所３２０及び送電線３３０の運転モード及び要求電力量によって区分して行うことができる。

例えば、電力損失量補正装置４００は、第１変換所３１０が送電所として動作して第２変換所３２０が受電所として動作する条件又は第１変換所３１０が受電所として動作して第２変換所３２０が送電所として動作する条件で、要求電力量に応じて電力損失量を補正する。

すなわち、従来の電力損失量の計算においては、送電電力量（送電所に設けられた電圧センサの測定値×送電所に設けられた電流センサの測定値）と受電電力量（受電所に設けられた電圧センサの測定値×受電所に設けられた電流センサの測定値）の差値を求めることにより計算していた。

しかし、実際には、高圧直流送電システム３００が電力変換を行うバルブ、変圧器、フィルタ、コントローラなどを含んでおり、スイッチング損失及び高調波が発生する。

よって、高圧直流送電システム３００は、高調波の抑制、電流と電圧の平滑及び位相制御を行わなければならないので、コイル及びコンデンサからなる高調波フィルタ、平滑リアクトル、中性線コンデンサ、飽和リアクトルなどを含む。

このようなフィルタ機能を実行する受動素子においては、周波数に応じてインピーダンス（虚数部の抵抗）が継続して変化するので、電力損失量を計算する際にインピーダンスが継続して変化する。

インピーダンスとは抵抗をいい、実数部と虚数部とからなる。ここで、実数部とは変化しない抵抗を意味し、虚数部とは主に周波数に応じて変化する抵抗を意味する。

インピーダンスについてより具体的に説明すると次の通りである。

インピーダンスとは、抵抗、コイル、コンデンサが直列に接続された交流回路の合成抵抗をいう。インピーダンスは、電圧と電流の比及び位相を共に示すベクトル量である。また、インピーダンスＺの複素数表示はＲ＋ｉｘ（ｉは虚数単位）で表され、実数部Ｒは抵抗値であり、虚数部ｘはリアクタンスである。

なお、直流回路では、電気抵抗が電圧と電流の比となる。しかし、交流回路では、コイルやコンデンサにより電圧と電流の位相が変化するので、複素インピーダンスを用いて抵抗値と位相を共に示す。

抵抗を通過した電流は電圧と位相が等しく、電流がコイルに流れることにより電流は電圧より位相が９０゜（１／４周期）遅れ、コンデンサにより電流は電圧より位相が９０゜進むことになる。よって、抵抗、コイル、コンデンサを通過した後の位相δは次のように表され、これは複素インピーダンス角となる。

また、インピーダンスＺは直流での抵抗値に相当し、大きさは次の通りである。

Ｘ値は、誘導性の場合に正の値であり、容量性の場合に負の値である。

また、直列接続回路におけるインピーダンスは各要素の和であり、並列接続回路におけるインピーダンスの逆数は各インピーダンスの逆数の和と等しい。

交流は時間によってそのインピーダンス値が変化するので電流と電圧の実効値を用いる。よって、交流電圧の実効値をＶｅとすると、交流電流の実効値Ｉｅ＝Ｖｅ／Ｚとなる。

よって、電力伝送が一定であり、高調波が発生しないと仮定すると、システム設計時に設定されたインピーダンス値が固定されることになる。

しかし、高圧直流送電システム３００においては、交流／直流又は直流／交流の電力変換が継続して行われ、バルブというスイッチング手段が存在して高調波が継続して発生し、系統との連系により高調波が流入し、その高調波を除去するための高調波フィルタも存在する。従って、電力損失量を計算する際にインピーダンス値が継続して変化し、それにより電力損失量も継続して変化する。

よって、電力損失量補正装置４００は、第１変換所３１０、第２変換所３２０及び送電線３３０のインピーダンス値を計算し、それに応じて高圧直流送電システム３００の運転時にそれぞれの位置で発生する電力損失量を検証及び補正する。その計算と検証及び補正のために、電力損失量補正装置４００は、少なくとも１つのマイクロプロセッサ又はマイクロコンピュータを含んでもよい。

このために、電力損失量補正装置４００は第１電力損失量を計算する。

第１電力損失量は、従来用いていた電力損失量計算方法をそのまま用いて求めたものである。

すなわち、第１電力損失量は次のように計算される。
第１電力損失量＝送電電力量（Ｖ＿１×Ｉ＿１）−受電電力量（Ｖ＿２×Ｉ＿２）

ここで、Ｖ＿１及びＩ＿１は、送電所として動作する変換所に設けられた電圧センサ及び電流センサから取得された電圧値及び電流値であり、Ｖ＿２及びＩ＿２は、受電所として動作する変換所に設けられた電圧センサ及び電流センサから取得された電圧値及び電流値である。

これらの電圧値及び電流値は、有線通信手段、無線通信手段及び移動通信手段を含む通信手段により、各変換所から電力損失量補正装置４００に送信されるようにしてもよい。

電力損失量補正装置４００は、第１電力損失量が計算されると、計算された第１電力損失量が正確な値であるかを検証し、第１電力損失量が正確な値でない場合にその誤差を補正する。

検証のために、電力損失量補正装置４００は、第１変換所３１０で発生する損失量、第２変換所３２０で発生する損失量、及び送電線３３０で発生する損失量をそれぞれ計算し、これらに基づいて第２電力損失量を計算する。

すなわち、第２電力損失量は次のように計算される。
第２電力損失量＝第１変換所の損失量＋第２変換所の損失量＋送電線の損失量

ここで、第１変換所の損失量はＩ＿１×Ｉ＿１×Ｚ１により計算され、Ｚ１は第１変換所のインピーダンス値である。

また、第２変換所の損失量はＩ＿２×Ｉ＿２×Ｚ２により計算され、Ｚ２は第２変換所のインピーダンス値である。

さらに、送電線の損失量はＩ＿３×Ｉ＿３×Ｚ３により計算され、Ｉ＿３は送電線の電流値であり、Ｚ３は送電線のインピーダンス値である。

これらの計算により、各機器（第１変換所、第２変換所及び送電線）で発生する損失量を確認することができる。

また、第２電力損失量は、実質的に高圧直流送電システム３００で発生した実際の電力損失量であり得る。より明確には、第２電力損失量は、高圧直流送電システム３００で測定した正確な電力損失量であり得る。

ここで、第１電力損失量と第２電力損失量は実質的に同じ値であることが理想的である。しかし、前述したように、変換時のスイッチング損失、熱損失、高調波損失などにより電力損失量が継続して変化するので、第１電力損失量と第２電力損失量は同じ値になりにくい。

よって、本実施形態においては、第１電力損失量と第２電力損失量の誤差を補正するための補正作業を継続して行う。

すなわち、前述したように第１電力損失量と第２電力損失量の差値は０になることが理想的であるが、実際にはそうでないことが多い。よって、第１電力損失量と第２電力損失量の差値をｘとすると、差値ｘで受電所の電力量を補正する。

例えば、３０ＭＷの運転条件、かつ第１変換所から第２変換所に電力が送信される状況（第１変換所が送電所として動作して第２変換所が受電所として動作する条件）で、第１電力損失量から第２電力損失量を引いた結果値が１ＭＷの場合、受電所である第２変換所で測定された電力量をオフセット値（補償値）である差値１ＭＷで補償して補正することができる。すなわち、第２変換所で測定された電力量が２８ＭＷの場合、オフセット値を適用し、第２変換所の電力量が２９ＭＷであると認知させることができる。

しかし、同一条件で高圧直流送電システム３００を再運転して計算方法により電力損失量を計算しても同じ結果値が出るわけではない。よって、前述したように単に受電所の電力量にオフセット値を適用して補正するだけでは正確な補正を行うことができない。

よって、本実施形態においては、送電線３３０のインピーダンス値を状態に応じて補正することにより、第１電力損失量と第２電力損失量の差を補償する。

例えば、送電線のインピーダンス値の初期値（設計時の設定値）が１０の場合、オフセット値を適用して送電線のインピーダンス値を９に補正することができる。

一方、補正は運転方向及び運転電力量に応じて行われる。すなわち、送電線のインピーダンスを補正するための補正値は、運転方向及び運転電力量に応じて決定される。ここで、運転方向は、第１変換所が送電所として動作して第２変換所が受電所として動作するか、第１変換所が受電所として動作して第２変換所が送電所として動作するかを示し、運転電力量は、第１変換所から第２変換所に又は第２変換所から第１変換所に送信される運転電力量を示す。

前述したように、本実施形態によれば、変換所の電力損失量を計算して実際の電力損失量と比較し、比較の結果に応じて計算された電力損失量の誤差を補正することにより、変換所の電力損失誤差を最小限に抑えることができる。

また、本実施形態によれば、複数の変換所間を接続する送信線の送信電力に応じたインピーダンスの変化を反映して複数の変換所間で発生する電力損失量を補正することにより、簡単に送信電力の損失を最小限に抑えながらも誤差を補正することができる。

図１５〜図１７は本発明の一実施形態による高圧直流送電システムの電力損失補正方法を示すフロー図である。

図１５を参照すると、まず、電力損失量補正装置４００は、送電電力量を測定する（Ｓ１１０）。送電電力量は、第１変換所が送電所として動作する場合は第１変換所の電力量、第２変換所が送電所として動作する場合は第２変換所の電力量であってもよい。

次に、電力損失量補正装置４００は、受電電力量を測定する（Ｓ１２０）。受電電力量は、第１変換所が受電所として動作する場合は第１変換所の電力量、第２変換所が受電所として動作する場合は第２変換所の電力量であってもよい。

次に、電力損失量補正装置４００は、送電電力量と受電電力量の差値に基づいて第１電力損失量を計算する（Ｓ１３０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、各位置におけるインピーダンス値に基づいて第２電力損失量を計算する（Ｓ１４０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、第１電力損失量と第２電力損失量の差値に基づいて電力損失量の補正のための補正値を決定する（Ｓ１５０）。

また、図１６を参照すると、電力損失量補正装置４００は、送電所のインピーダンス値に基づいて送電所で発生する損失量を計算する（Ｓ２１０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、受電所のインピーダンス値に基づいて受電所で発生する損失量を計算する（Ｓ２２０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、送電所と受電所を接続する送電線のインピーダンス値に基づいて送電線で発生する損失量を計算する（Ｓ２３０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、送電所、受電所及び送電線の損失量の合計値を第２電力損失量として決定する（Ｓ２４０）。

さらに、図１７を参照すると、電力損失量補正装置４００は、第１電力損失量と第２電力損失量の差値を計算する（Ｓ３１０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、高圧直流送電システムの運転方向及び運転電力量を確認する（Ｓ３２０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、計算した第１電力損失量と第２電力損失量の差値に基づいて送電線のインピーダンスを補正するための補正値を決定する（Ｓ３３０）。

次に、電力損失量補正装置４００は、決定した補正値を確認した運転方向及び運転電力量に応じた補正値として決定する（Ｓ３４０）。

以上、本発明の実施形態について詳細に説明したが、本発明の権利範囲は、前述した実施形態に限定されるものではなく、特許請求の範囲で定義される本発明の基本概念を用いた当業者の様々な変形及び改良形態を含むものである。

３００ 高圧直流送電システム
４００ 電力損失量補正装置

Claims (7)

1. 高圧直流送電（ＨＶＤＣ）システムの電力損失補正方法において、
   送電電力量及び受電電力量を測定する段階と、
   前記測定された送電電力量及び受電電力量の差値に基づいて第１電力損失量を計算する段階と、
   前記高圧直流送電システムの各位置におけるインピーダンス値に基づいて前記各位置で発生する損失量を計算する段階と、
   前記計算された損失量の合計値に基づいて第２電力損失量を計算する段階と、
   前記第１電力損失量と前記第２電力損失量の差値に基づいて前記高圧直流送電システムで発生する電力損失量の補正のための補正値を決定する段階と、を含むことを特徴とする高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
2. 前記各位置で発生する損失量を計算する段階は、
   第１変換所で発生する損失量を計算する段階と、
   第２変換所で発生する損失量を計算する段階と、
   前記第１変換所と前記第２変換所を接続する送電線で発生する損失量を計算する段階と、を含む、請求項１に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
3. 前記補正値は、前記第２電力損失量と同じ値となるように前記第１電力損失量を補正するためのオフセット値を含む、請求項１又は２に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
4. 前記送電電力量は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって前記第１変換所又は前記第２変換所の電力量であり、
   前記受電電力量は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって前記第２変換所又は前記第１変換所の電力量である、請求項２に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
5. 前記オフセット値は、前記送電線のインピーダンス値を状態に応じて補正するための値である、請求項３に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
6. 前記補正値は、前記高圧直流送電システムの運転方向によって異なる値にそれぞれ決定され、
   前記運転方向は、前記第１変換所が送電所として動作し、かつ前記第２変換所が受電所として動作する第１運転方向と、前記第１変換所が受電所として動作し、かつ前記第２変換所が送電所として動作する第２運転方向とを含む、請求項２又は４に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。
7. 前記補正値は、前記送電所から前記受電所に供給される運転電力量に応じて異なる値にそれぞれ決定される、請求項６に記載の高圧直流送電システムの電力損失補正方法。

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