JP2020205673A - 直流送電システム - Google Patents

Abstract

【課題】直流送電線に地絡・短絡事故が発生しても、定格を大きく上回る電流が流れない直流送電システムを提供する。【解決手段】送電側電力変換器２０８は、モジュラーマルチレベル変換器を含み、交流側に発電設備２０２の出力を受け、直流側が直流送電線２１０と接続される。受電側電力変換器２１２は、直流側が直流送電線２１０と接続され、交流側が交流系統２１８と接続される。電流リミッタ２０３は、発電設備２０２と送電側電力変換器２０８の間に設けられ、送電側電力変換器２０８に流れる電流が上限値を超えないように制限する。直流事故が発生すると、送電側電力変換器２０８のモジュラーマルチレベル変換器を構成するセルはゼロ電圧を発生する。【選択図】図４

Description

本発明は、洋上風力発電等の発電設備から大都市等の需要地域まで、直流送電を行う技術に関する。

洋上風力発電設備等で発電した電力の送電方式として、高電圧直流送電が着目されている。直流送電システムでは、送電側に設けた電力変換器（送電側電力変換器）で直流に変換し、直流で送電した後に、受電側に設けた電力変換器（受電側電力変換器）で交流に変換して交流系統に送電する。

特許文献１あるいは非特許文献１には、送電側電力変換器と受電側電力変換器に、モジュラーマルチレベル変換器（ＭＭＣ:Modular Multilevel Converter）を用いた直流送電システムが提案されている。

図１（ａ）は、従来のＭＭＣを用いた直流送電システム１００Ｒのブロック図である。直流送電システム１００Ｒは、発電設備１０２、交流遮断器１０４、変圧器１０６、送電側電力変換器１０８、直流送電線１１０、受電側電力変換器１１２、変圧器１１４、交流遮断器１１６、交流系統１１８を備える。

送電側電力変換器１０８および受電側電力変換器１１２は、ＭＭＣ１２０（必要に応じて、送電側にｔを、受電側にｒを付して区別する）で構成されている。ＭＭＣ１２０は同一構成のセル１２２を複数段接続して構成される。図１（ｂ）は、ＭＭＣ１２０のセル１２２の構造を示す回路図である。各セル１２２は、上側スイッチ１２４、下側スイッチ１２６、コンデンサ１２８を含む。

このようなシステムでは、直流送電線に地絡や短絡などの事故が発生した場合に、送電側電力変換器および受電側電力変換器に定格を大きく上回る事故電流が流れるという課題がある。このよう直流事故を除去するために、いくつかの方式が提案されている。

図２は、従来の直流送電システムにおける直流事故除去方法の一例（以下、従来方式１という）を説明する図である。従来方式１では、直流送電線１１０において短絡事故（i）が発生した際に、ＭＭＣ１２０ｔ、１２０ｒを構成する各セル１２２の、上側スイッチ１２４および下側スイッチ１２６をオフ状態にする（ゲートブロックと呼ぶ）。

その後、交流遮断器１０４，１１６を開放することにより、事故電流（ii）、（iii）を遮断する。このとき、ゲートブロックから交流遮断器１０４，１１６の開放までには、交流遮断器１０４，１１６の動作遅れに起因して、数十ｍｓ〜百ｍｓ程度の時間を要する。この期間中、発電設備１０２からＭＭＣ１２０ｔを介して、および交流系統１１８からＭＭＣ１２０ｒを介して、直流送電線１１０の事故点に対して、ＭＭＣ１２０の定格を大きく上回る（非特許文献１では定格の７倍の）事故電流（ii）、（iii）が流れ続ける。ＭＭＣ１２０はこの事故電流（ii）、（iii）に耐えられるよう設計する必要があり、その結果、ＭＭＣ１２０のコストの増加と信頼性の低下を招いていた。また、交流系統１１８にこの事故電流（iii）が流れることで、交流系統１１８の電圧低下障害や、交流遮断器１０４，１１６の遮断容量の増大を招くおそれがある。

図３（ａ）、（ｂ）は、従来の直流送電システムにおける直流事故除去方法の別の例（以下、従来方式２という）を説明する図である。図３（ａ）は、直流側の事故点（i）を経由する事故電流（ii）、（iii）を示し、図３（ｂ）は、交流側を経由する事故電流（iv）、（v）を示す。事故電流（ii）、（iii）と事故電流（iv）、（v）は重なり合ってＭＭＣ１２０ｔ、１２０ｒに流れる。従来方式２は、より迅速に事故を検出し除去することを目的に開発された技術である。従来方式２では、直流送電線１１０において事故が発生した際に、ＭＭＣ１２０ｔ、１２０ｒを構成する各セル１２２の、上側スイッチ１２４をオフ状態、下側スイッチ１２６をオン状態にする（ゼロ電圧出力と呼ぶ）ことにより、事故電流（ii）、（iii）を減少させる。その後、交流遮断器１０４，１１６を開放することにより、事故電流（iv）、（v）を遮断する（例えば、非特許文献１、特許文献１参照。）。この場合、ゼロ電圧出力を行った時点で、ＭＭＣ１２０ｔ，１２０ｒの直流端子側の電圧はゼロ付近まで低下する。その結果、交流遮断器１０４，１１６の開放を待たずとも、直流側の事故電流（ii）、（iii）を減少させ、直流側の事故点を経由する事故電流の増加を回避できる。従来方式２によれば、従来方式１では数十ｍｓ〜百ｍｓ程度の時間を要していた事故除去時間が、数ｍｓに短縮することができる。

国際公開ＷＯ２０１６／２０７９７６号公報 特開２００７−２８８８２号公報

X. Li, Q. Song, W. Liu, H. Rao, S. Xu, L. Li, "Protection of Nonpermanent Faults on DC Overhead Lines in ＭＭＣ-Based HVDC Systems," IEEE Transactions on Power Delivery, vol.28, no.1, pp.483,490, Jan. 2013.

しかしながら、従来方式２であっても、発電設備１０２から送電側電力変換器１０８側のＭＭＣ１２０ｔ、および交流系統１１８から受電側電力変換器１１２側のＭＭＣ１２０ｒに、定格を大きく上回る事故電流（iv）、（v）が流れることは回避できず、むしろ電流の大きさは従来方式１よりも増加する。

図３（ｂ）を参照すると、従来方式２では、ゼロ電圧出力を行うことで、ＭＭＣ１２０ｔ，１２０ｒの交流端子側の電圧もゼロまで低下する。これにより、発電設備１０２からＭＭＣ１２０ｔの内部まで、あるいは交流系統１１８からＭＭＣ１２０ｒの内部まで、大きな（非特許文献１では定格の８倍の）事故電流（iv）、（v）が流入する。交流遮断器１０４，１１６が動作してこれらの事故電流（iv）、（v）を遮断するまでには、数十ｍｓ〜百ｍｓ程度の時間を要する。ＭＭＣ１２０ｔ，１２０ｒはこの事故電流（iv）、（v）に耐えられるよう設計する必要がある。そのためには、電流定格の大きな半導体スイッチを用いるか、半導体スイッチと並列に電流定格の大きなバイパススイッチを接続する必要がある。その結果、ＭＭＣ１２０ｔ，１２０ｒのコストの増加と信頼性の低下を招いていた。

このように、既存の直流送電システム１００Ｒでは、直流送電線１１０に地絡・短絡事故が発生した場合に、発電設備１０２から送電側電力変換器１０８、および交流系統１１８から受電側電力変換器１１２に定格を大きく上回る事故電流が流れるという課題がある。

これらの電力変換器１０８，１１２が事故電流に耐えられる設計とした結果、コストの増加と信頼性の低下を招いてしまう。また、交流系統１１８にこの事故電流が流れることで、交流系統の電圧低下障害や、交流遮断器の遮断容量の増大を招くおそれがあった。

本発明は、このような課題を鑑みてなされたものであり、そのある態様の例示的な目的のひとつは、直流送電線に地絡・短絡事故が発生しても、定格を大きく上回る電流が流れない直流送電システムの提供にある。

本発明のある態様は、直流送電システムに関する。直流送電システムは、発電設備と、直流送電線と、モジュラーマルチレベル変換器を含み、交流側に発電設備の出力を受け、直流側が直流送電線と接続される送電側電力変換器と、直流側が直流送電線と接続され、交流側が交流系統と接続される受電側電力変換器と、発電設備と送電側電力変換器の間に設けられ、送電側電力変換器に流れる電流が上限値を超えないように制限する電流リミッタと、を備える。直流事故が発生すると、送電側電力変換器のモジュラーマルチレベル変換器を構成するセルはゼロ電圧を発生する。

この態様によると、直流事故時においてモジュラーマルチレベル変換器のセルにゼロ電圧を発生させることにより、送電側電力変換器における直流端子側電流を抑制でき、また送電側電力変換器の前段に電流リミッタを設けておくことにより、直流事故時における送電側電力変換器の交流端子側電流を抑制できる。

直流送電システムは、直流送電線と受電側電力変換器の間に設けられた整流器をさらに備えてもよい。受電側電力変換器は、モジュラーマルチレベル変換器を含んでもよい。直流事故が発生すると、受電側電力変換器のモジュラーマルチレベル変換器を構成するセルは、通常の動作を継続してもよい。これにより、受電側電力変換装置においても、交流端子側電流と、直流端子側電流を抑制できる。

直流送電システムは、発電設備と送電側電力変換器の間に設けられた発電設備側電力変換器をさらに備えてもよい。電流リミッタは、発電設備側電力変換器に実装されてもよい。

発電設備側電力変換器は、ＰＷＭ整流器およびＰＷＭインバータを含むパワーコンディショナであり、電流リミッタは、ＰＷＭインバータの目標電流を変化させてもよい。

本発明の別の態様もまた、直流送電システムである。この直流送電システムは、発電設備と、直流送電線と、交流側に発電設備の出力を受け、直流側が直流送電線と接続される送電側電力変換器と、モジュラーマルチレベル変換器を含み、直流側が直流送電線と接続され、交流側が交流系統と接続される受電側電力変換器と、直流送電線と受電側電力変換器の間に設けられた整流器と、を備える。直流事故が発生すると、受電側電力変換器のモジュラーマルチレベル変換器を構成するセルは、通常の動作を継続する。

本発明のある態様によれば、直流送電線に短絡または地絡事故が発生しても、定格を大きく上回る電流が流れることを回避できる。

図１（ａ）は、従来のＭＭＣを用いた直流送電システムのブロック図であり、図１（ｂ）は、ＭＭＣのセルの構造を示す回路図である。 従来の直流送電システムにおける直流事故除去方法（従来方式１）を説明する図である。 図３（ａ）、（ｂ）は、従来の直流送電システムにおける直流事故除去方法（従来方式２）を説明する図である。 実施の形態に係る直流送電システムのブロック図である。 一実施例に係る直流送電システムのブロック図である。 発電設備側電力変換器の構成例を示すブロック図である。 図５の直流送電システムにおける直流事故発生後の直流端子側電流を示す図である。 図５の直流送電システムにおける直流事故発生後の交流端子側電流を示す図である。 変形例に係る直流送電システムのブロック図である。 シミュレーションの対象となる電流、電圧ならびにそれらの極性を示す図である。 従来の直流送電システムにおける従来方式１のシミュレーション波形図である。 従来の直流送電システムにおける従来方式２のシミュレーション波形図である。 図５の直流送電システムにおける直流事故除去時のシミュレーション波形図である。 図５の直流送電システムにおいて、直流一線地絡事故が発生した場合のシミュレーション波形図である。

以下、本発明を好適な実施の形態をもとに図面を参照しながら説明する。各図面に示される同一または同等の構成要素、部材、処理には、同一の符号を付するものとし、適宜重複した説明は省略する。また、実施の形態は、発明を限定するものではなく例示であって、実施の形態に記述されるすべての特徴やその組み合わせは、必ずしも発明の本質的なものであるとは限らない。

本明細書において、「部材Ａが、部材Ｂに接続された状態」とは、部材Ａと部材Ｂが物理的に直接的に接続される場合や、部材Ａと部材Ｂが、それらの電気的な接続状態に実質的な影響を及ぼさない、あるいはそれらの結合により奏される機能や効果を損なわせない、その他の部材を介して間接的に接続される場合も含む。

同様に、「部材Ｃが、部材Ａと部材Ｂの間に設けられた状態」とは、部材Ａと部材Ｃ、あるいは部材Ｂと部材Ｃが直接的に接続される場合のほか、それらの電気的な接続状態に実質的な影響を及ぼさない、あるいはそれらの結合により奏される機能や効果を損なわせない、その他の部材を介して間接的に接続される場合も含む。

また本明細書において、電圧信号、電流信号などの電気信号、あるいは抵抗、キャパシタなどの回路素子に付された符号は、必要に応じてそれぞれの電圧値、電流値、あるいは抵抗値、容量値を表すものとする。

図４に、実施の形態に係る直流送電システム２００のブロック図である。直流送電システム２００は、主として、発電設備２０２、電流リミッタ２０３、送電側電力変換器２０８、事故検出器２０９、直流送電線２１０、整流器２１１、受電側電力変換器２１２、交流系統２１８、を備える。

発電設備２０２は、たとえば風力発電設備であり、風の運動エネルギーを電気エネルギーに変換する。送電側電力変換器２０８は、発電設備２０２が発生する交流電力を、直流電力に変換する。送電側電力変換器２０８の出力電力は、直流送電線２１０を介して需要地域まで送電される。受電側電力変換器２１２は、直流送電線２１０を介して送電される直流電力を受け、それを交流電力に変換し、交流系統２１８に出力する。

その限りでないが、たとえば発電設備２０２の出力電圧は数ｋＶ〜数十ｋＶ程度である。発電設備２０２の出力電圧は、送電側電力変換器２０８（および／または図示しない変圧器）によって数百ｋＶの高電圧に昇圧される。直流送電線２１０の長さは、たとえば数十ｋｍ〜数百ｋｍのオーダーでありうる。直流送電線２１０により送電された直流電力は、受電側電力変換器２１２（および／または図示しない変圧器）によって数百ｋＶ（たとえば２７５ｋＶ〜５００ｋＶ）の系統電圧に変換される。

送電側電力変換器２０８は、交流端子側の電圧を制御し、受電側電力変換器２１２は直流端子側の電圧を制御する。

本実施の形態において、発電設備２０２と送電側電力変換器２０８の間には、電流リミッタ２０３が設けられている。電流リミッタ２０３は、発電設備２０２から送電側電力変換器２０８に流れ込む電流Ｉ_ＡＣを所定の上限電流Ｉ_ＭＡＸを超えないように制限する。

整流器２１１は、直流送電線２１０と受電側電力変換器２１２の間に設けられており、受電側電力変換器２１２から直流送電線２１０への電流の流入を阻止する。

本実施の形態において、送電側電力変換器２０８および受電側電力変換器２１２はそれぞれ、複数のセルを備えるＭＭＣ１２０ｔ，１２０ｒを含む。各セルの構成は、図１（ｂ）に示すように、上側スイッチ１２４、下側スイッチ１２６、コンデンサ１２８を含んでもよい。あるいは各セルは、単相フルブリッジ構成の回路であってもよい。あるは下側スイッチ（下アーム）１２６と並列にバイパススイッチを有する回路であってもよい。

なお後述のように、送電側電力変換器２０８側のＭＭＣの各セルはゼロ電圧を出力可能であることが要求されるが、受電側電力変換器２１２側のＭＭＣはその限りでない。したがって送電側電力変換器２０８と受電側電力変換器２１２とで、ＭＭＣの構成が異なっていてもよい。

事故検出器２０９は、直流送電線２１０の地絡事故あるいは短絡事故（以下、直流事故という）を検出可能に構成される。事故検出器２０９の構成は特に限定されないが、たとえば直流送電線２１０の２本の送電線２１０Ｐ，２１０Ｎの電位差が、所定のしきい値電圧を下回ると、直流事故と判定してもよい。あるいは事故検出器２０９は、送電線の電圧に代えて、あるいはそれに加えて、送電側電力変換器２０８に流れる電流を監視し、監視する電流がしきい値を超えると、直流事故と判定してもよい。

事故検出器２０９は、直流事故を検出すると、送電側電力変換器２０８に対して直流事故の発生を通知する。送電側電力変換器２０８は、直流事故の発生通知Ｓ１を受けると、ＭＣＣを構成する複数のセルそれぞれを、ゼロ電圧を出力するように制御する。なお、受電側電力変換器２１２は、直流事故が発生した状態においても、各セルでゼロ電圧を出力せず、直流事故の発生前と同様に運転を継続する。

以上が直流送電システム２００の構成である。本発明は、図４のブロック図として把握され、あるいは上述の説明から導かれるさまざまな装置、方法に及ぶものであり、特定の構成に限定されるものではない。以下、本発明の範囲を狭めるためではなく、発明の本質や動作の理解を助け、またそれらを明確化するために、より具体的な構成例や実施例を説明する。

図５は、一実施例に係る直流送電システム２００Ａのブロック図である。直流送電システム２００Ａは、発電設備２０２、電流リミッタ２０３、交流遮断器２０４、変圧器２０６、送電側電力変換器２０８、事故検出器２０９、直流送電線２１０、整流器２１１、受電側電力変換器２１２、変圧器２１４、交流遮断器２１６、交流系統２１８を備える。

交流遮断器２０４、２１６および変圧器２０６、２１４は、一般的な直流送電システムに設けられるが、図４に示したようにそれらは本発明において必須ではない。

発電設備側電力変換器２３０は、発電設備２０２で発電される電力を、別の形態の交流出力に変換し、送電側電力変換器２０８に受け渡す。図６は、発電設備側電力変換器２３０の構成例を示すブロック図である。発電設備側電力変換器２３０は、ＢＴＢ（Back To Back）構成の電力変換器であり、直流端子同士が接続されたＰＷＭ整流器２３２とＰＷＭインバータ２３４を含む。なお、このような構成の発電設備側電力変換器２３０は、一般にはパワーコンディショナと呼ばれる場合がある。一般的なパワーコンディショナは、前段のＰＷＭ整流器２３２によって発電設備側の周波数を調整することにより、発電設備の発電効率が最大となるように最大電力点追従制御を行う。具体的には、通常状態φ１において、最大電力点追従コントローラ２３３Ａは、発電効率が最大化するようにＰＷＭ整流器２３２の入力電流の目標値Ｉ_{ＩＮ（ＲＥＦ）１}を調節する。電流制御器２３３Ｂは、入力電流Ｉ_ＩＮが目標値Ｉ_{ＩＮ（ＲＥＦ）１}に近づくように、ＰＷＭ整流器２３２を制御する。

電圧制御器２３６は、通常状態φ１においてアクティブであり、ＰＷＭ整流器２３２との接続点の直流端子電圧Ｖ_ＤＣが目標電圧Ｖ_ＲＥＦに近づくように、ＰＷＭインバータ２３４の交流端子側に流すべき電流Ｉ_ＯＵＴの指令値Ｉ_{ＯＵＴ（ＲＥＦ）１}をフィードバック制御する。そして電流制御器２３８は、交流端子電流Ｉ_ＯＵＴが指令値Ｉ_{ＯＵＴ（ＲＥＦ）１}に一致するように、ＰＷＭインバータ２３４をフィードバック制御する。したがって、ＰＷＭインバータ２３４の交流端子電流Ｉ_ＯＵＴの大きさは、一般には、直流端子電圧Ｖ_ＤＣの制御の結果として決まるものである。

この実施例において、図４の電流リミッタ２０３は、発電設備側電力変換器２３０の一部（機能）として実装されている。電流制限機能自体は、一般的なパワーコンディショナにも実装される場合があるが、一般的な電流制限機能は、パワーコンディショナ自体に流れる電流を対象として行われるものであり、ＰＷＭ整流器２３２あるいはＰＷＭインバータ２３４に流れる電流が上限値を超えないように、ＰＷＭ整流器２３２やＰＷＭインバータ２３４が制御するものである。これに対して本実施例における電流制限機能は、パワーコンディショナに流れる電流ではなく、後段の送電側電力変換器２０８に流れる交流電流Ｉ_ＡＣを対象として実施される。

発電設備側電力変換器２３０の電流リミッタ２０３は、送電側電力変換器２０８の交流電流Ｉ_ＡＣが上限値Ｉ_ＭＡＸを上回らないように電流制御する。具体的には電流リミッタ２０３は、送電側電力変換器２０８の交流電流Ｉ_ＡＣが上限値Ｉ_ＭＡＸを上回りそうな状態（電流リミット状態）φ２においてアクティブとなり、交流電流Ｉ_ＡＣを上限値Ｉ_ＭＡＸ以下に制限するように調節される値Ｉ_{ＯＵＴ（ＲＥＦ）２}を生成する。この電流指令値Ｉ_{ＯＵＴ（ＲＥＦ）２}が、電圧制御器２３６が生成する値Ｉ_{ＯＵＴ（ＲＥＦ）１}に代えて、電流制御器２３８に供給されることにより、交流電流Ｉ_ＡＣが上限値Ｉ_ＭＡＸを上回らないように電流制御を行うことができる。

なお、この電流リミット制御の結果、ＰＷＭインバータ２３４による直流端子電圧Ｖ_ＤＣの制御は中断される。このときに直流端子電圧Ｖ_ＤＣが目標値Ｖ_ＲＥＦから逸脱するのを防止するために、補助電圧制御器２４０が設けられる。補助電圧制御器２４０は、電流リミット状態φ２においてアクティブとなり、直流端子電圧Ｖ_ＤＣが目標値Ｖ_ＲＥＦと一致するように、ＰＷＭ整流器２３２をフィードバック制御する。具体的には補助電圧制御器２４０は、直流端子電圧Ｖ_ＤＣが目標値Ｖ_ＲＥＦと一致するように値が調節される電流指令値Ｉ_{ＩＮ（ＲＥＦ）２}を生成する。電流リミット制御に際しては、この電流指令値Ｉ_{ＩＮ（ＲＥＦ）２}が電流制御器２３３Ｂに供給され、その結果、入力電流Ｉ_ＩＮが目標値Ｉ_{ＩＮ（ＲＥＦ）２}に近づくように、言い換えれば、直流端子電圧Ｖ_ＤＣが目標値Ｖ_ＲＥＦと一致するようにＰＷＭ整流器２３２が制御される。

もしくは直流端子電圧Ｖ_ＤＣが運転可能範囲（目標電圧Ｖ_ＲＥＦ）から逸脱する場合には発電設備側電力変換器２３０をゲートブロックして停止してもよい。仮にゲートブロックしても、発電設備側電力変換器２３０の出力する交流電流Ｉ_ＯＵＴ、ひいては送電側電力変換器２０８側の交流電流Ｉ_ＡＣはゼロまで低下するため、本発明で着目している課題の解決の観点からは差し支えない。

図５に戻る。送電側電力変換器２０８および受電側電力変換器２１２はそれぞれ、複数のセル１２２を含むＭＭＣ１２０で構成される。図５では、送電側電力変換器２０８、受電側電力変換器２１２のＭＭＣのセル１２２の直列数を２段として示しているが、実際には、変換器の定格電圧を保持できる段数（数十〜数百段）が設けられる。

整流器２１１は、直流送電線２１０と受電側電力変換器２１２の間に挿入されている。たとえば整流器２１１は、一方向のみに電流を通流させる素子、具体的には、ダイオードを用いることができる。送電に用いる直流電圧に耐えられるよう、整流器２１１は、複数のダイオードを直列接続して構成する。

一般に、単極構成の直流１回線は、図５に示すように、正極・負極からなる２本の直流送電線２１０Ｐ，２１０Ｎで構成される。正極・負極ともに接地電位と異なる場合（対称単極構成の場合）は、それぞれの直流送電線２１０Ｐ，２１０Ｎにダイオードを挿入する。正極・負極のいずれかが接地電位に保持される場合（非対称単極構成の場合）は、接地電位の直流送電線側のダイオードを省略し、接地電位と異なる極の直流送電線にダイオードを挿入すればよい。

以上が直流送電システム２００Ａの構成である。続いてその動作を説明する。
事故検出器２０９は、送電側電力変換器２０８の直流電圧の低下、または直流電流の増加により、直流事故が発生したことを検知する。直流事故が発生すると、送電側電力変換器２０８のＭＭＣ１２０ｔに付随する制御装置１２１により、ＭＭＣ１２０ｔの各セル１２２に対し、上側スイッチをオフ、下側スイッチ１２６をオンするよう信号を送る。その結果、各セル１２２ではゼロ電圧が出力される。

好ましい形態において、ＭＭＣ１２０ｔの正極側アームを構成する全てのセルと、負極側アームを構成する全てのセルでゼロ電圧を出力する。しかし、正極側アームを構成するセルのみでゼロ電圧を出力する、もしくは負極側アームを構成するセルのみでゼロ電圧を出力しても、目的とする効果を得られる。

なお、受電側電力変換器２１２側のＭＭＣ１２０ｒにおいては、各セルでゼロ電圧を出力せず、直流事故の発生前と同様に運転を継続する。これは従来方式２と異なる点である。

次に、本発明による直流送電システムにおける、直流事故発生後の動作を説明する。図７は、図５の直流送電システム２００Ａにおける直流事故発生後の直流端子側電流ＩＤＣ１，ＩＤＣ２を示す図である。

直流事故が発生すると、送電側電力変換器２０８を構成するＭＭＣ１２０ｔは各セルでゼロ電圧を出力し、ＭＭＣ１２０ｔの直流端子側の電圧Ｖｔｘはゼロ付近まで低下する。その後、送電側電力変換器２０８から事故点に流入する事故電流は減少に転じ、いずれゼロに達する。したがって送電側電力変換器２０８の直流端子電流ＩＤＣ１は、定格電流を大きく上回ることはない。

また受電側電力変換器２１２においては、直流事故の発生と同時に、整流器２１１のダイオードを流れていた電流は減少に転じ、いずれゼロに達する。受電側電力変換器２１２の直流電圧Ｖｒｘは、整流器２１１のダイオードに印加されるため、受電側電力変換器２１２から事故電流は流入しない。したがって受電側電力変換器２１２の直流端子電流ＩＤＣ２は、定格電流を大きく上回ることはない。

図８は、図５の直流送電システム２００Ａにおける直流事故発生後の交流端子側電流ＩＡＣ１，ＩＡＣ２を示す。送電側電力変換器２０８の交流電流ＩＡＣ１は、電流制限機能（電流リミッタ２０３）を有する発電設備側電力変換器２３０により定格電流を超えないように制御される。したがって、送電側電力変換器２０８を構成するＭＭＣ１２０ｔがゼロ電圧を出力した後も、ＭＭＣ１２０ｔには定格を超える電流が流れることはない。そのため、送電側電力変換器２０８の交流端子側に定格を上回る事故電流ＩＡＣ１が流れることを回避できる。

その後、発電設備側電力変換器２３０の電流制御により交流電流ＩＡＣ１をゼロまで低減させる。もしくは発電設備側電力変換器２３０をゲートブロックして停止させることによって交流電流ＩＡＣ１を遮断してもよい。または、発電設備側電力変換器２３０と送電側電力変換器２０８の間に挿入した交流遮断器２０４を開放することにより交流電流ＩＡＣ１を遮断する。その結果、送電側電力変換器２０８に流れる交流電流ＩＡＣ１についても遮断できる。

一方で、受電側電力変換器２１２を構成するＭＭＣ１２０ｒは各セルでゼロ電圧を出力せず、直流事故の発生前と同様に運転を継続する。そのため、受電側電力変換器２１２の交流端子側にも、定格を上回る事故電流ＩＡＣ２が流れることはない。

図９は、変形例に係る直流送電システム２００Ｂのブロック図である。発電設備２０２は１台である必要はなく、複数存在してもよい。それに伴って発電設備側電力変換器２３０は１台である必要はなく、複数台が並列接続されていてもよい。

また、直流送電線２１０は１回線である必要はなく、各回線にダイオード（整流器２１１）を介した後、受電側変換器の直流端子側で複数回線の直流送電線２１０が並列接続されていてもよい。整流器２１１のダイオードは送電電圧に応じて複数個を直列接続して構成すればよい。このように本発明は、複数の発電設備２０２から電力を集約し、さらに複数の発電地点から直流送電を行うような場合への適用が可能である。

この変形例においても、直流送電線２１０に短絡または地絡事故が発生しても、送電側電力変換器２０８および受電側電力変換器２１２に定格を大きく上回る事故電流が流れることを回避できる。

続いて、シミュレーション結果を示す。比較のために、従来方式１、従来方式２および実施例に係る直流送電システム２００Ａにおいて、直流送電線に直流二線短絡事故が発生した場合をシミュレーションした。いずれのシミュレーションも、直流送電システム、発電設備、および交流系統の回路定数は等しい条件で実施している。図１０は、シミュレーションの対象となる電流、電圧ならびにそれらの極性を示す図である。

図１１は、従来の直流送電システムにおける従来方式１のシミュレーション波形図である。時刻２秒において直流送電線に直流二線短絡事故が発生すると、送電側電力変換器はこれを検出し、ＭＭＣの各セルでゲートブロックを行う。その後、発電設備側から送電側電力変換器へと事故電流が流入する。送電側電力変換器の直流電流は定格値の３．７倍、交流電流は定格値の２．９倍に達し、各アームの半導体スイッチには定格値の３．５倍の電流が流れる。この電流は、交流遮断器が開放するまでの７０ｍｓの期間、流れ続ける。受電側電力変換器もこれと同様の様相を示す。

図１２は、従来の直流送電システムにおける従来方式２のシミュレーション波形図である。時刻２秒において直流送電線に直流二線短絡事故が発生すると、送電側電力変換器はこれを検出し、ＭＭＣの各セルでゼロ電圧を出力する。その結果、送電側電力変換器の直流電流は定格値の１．６倍に抑制される。その一方で、発電設備側から送電側電力変換器に対して事故電流が流入する。送電側電力変換器の交流電流は定格値の７．８倍に達し、各アームの半導体スイッチには定格値の５．０倍の電流が流れる。この電流は、交流遮断器が開放するまでの７０ｍｓの期間、流れ続ける。受電側電力変換器もこれと同様の様相を示す。

図１３は、図５の直流送電システム２００Ａにおける直流事故除去時のシミュレーション波形図である。時刻２秒において直流送電線に直流二線短絡事故が発生している。事故検出器２０９はこれを検出し、送電側電力変換器２０８のＭＭＣの各セルにゼロ電圧を発生させる。発電設備２０２に付帯する発電設備側電力変換器２３０が、送電側電力変換器２０８の交流電流Ｉ_ＡＣが上限値を上回らないように電流制御する結果、交流電流Ｉ_ＡＣは定格値の１．３倍以下に保持される。これにより、各アームの半導体スイッチには定格値の１．４倍以下に保持される。この電流は、交流遮断器２０４が開放すると遮断される。受電側電力変換器２１２は、直流送電線２１０の短絡事故発生後も運転を継続する。事故の発生後、受電側電力変換器２１２の直流電圧は、直流送電線２１０と受電側電力変換器２１２の間に挿入された整流器２１１のダイオードに印加される。そのため、受電側電力変換器２１２の直流電流は減少しゼロに達する。受電側電力変換器２１２の直流電流、交流電流、および各アームの半導体スイッチに定格値を上回る電流は流れない。

図１４は、図５の直流送電システム２００Ａにおいて、直流一線地絡事故が発生した場合の波形図である。時刻２秒において直流送電線に直流一線地絡事故が発生している。送電側電力変換器はこれを検出し、ＭＭＣの各セルでゼロ電圧を出力する。送電側電力変換器の直流電流の過渡変化を除いて、直流二線短絡事故時と類似の様相を確認できる。送電側電力変換器および受電側電力変換器の直流電流、交流電流、および各アームの半導体スイッチに定格値を大きく上回る電流は流れない。

以上のシミュレーション結果から、本発明の直流送電システムによれば、直流送電線に直流二線短絡事故、および直流一線地絡事故が発生しても、送電側電力変換器および受電側電力変換器に定格を大きく上回る事故電流が流れることを回避できることがわかる。

図５の直流送電システム２００Ａでは、電流リミッタ２０３を発電設備側電力変換器２３０に実装したがその限りでなく、発電設備側電力変換器２３０とは別に、発電設備側電力変換器２３０を設けてもよい。

実施の形態にもとづき、具体的な用語を用いて本発明を説明したが、実施の形態は、本発明の原理、応用を示しているにすぎず、実施の形態には、請求の範囲に規定された本発明の思想を逸脱しない範囲において、多くの変形例や配置の変更が認められる。

１００ 直流送電システム
１０２ 発電設備
１０４ 交流遮断器
１０６ 変圧器
１０８ 送電側電力変換器
１１０ 直流送電線
１１２ 受電側電力変換器
１１４ 変圧器
１１６ 交流遮断器
１１８ 交流系統
１２０ ＭＭＣ
１２２ セル
１２４ 上側スイッチ
１２６ 下側スイッチ
１２８ コンデンサ
１３０ 発電設備側電力変換器
１３２ 整流回路
２００ 直流送電システム
２０２ 発電設備
２０３ 電流リミッタ
２０４ 交流遮断器
２０６ 変圧器
２０８ 送電側電力変換器
２０９ 事故検出器
２１０ 直流送電線
２１１ 整流器
２１２ 受電側電力変換器
２１４ 変圧器
２１６ 交流遮断器
２１８ 交流系統
２３０ 発電設備側電力変換器
２３２ ＰＷＭ整流器
２３４ ＰＷＭインバータ
２３６ 電圧制御器
２３８ 電流制御器
２４０ 補助電圧制御器

Claims (5)

1. 発電設備と、
   直流送電線と、
   モジュラーマルチレベル変換器を含み、交流側に前記発電設備の出力を受け、直流側が前記直流送電線と接続される送電側電力変換器と、
   直流側が前記直流送電線と接続され、交流側が交流系統と接続される受電側電力変換器と、
   前記発電設備と前記送電側電力変換器の間に設けられ、前記送電側電力変換器に流れる電流が上限値を超えないように制限する電流リミッタと、
   を備え、
   直流事故が発生すると、前記送電側電力変換器の前記モジュラーマルチレベル変換器を構成するセルはゼロ電圧を発生することを特徴とする直流送電システム。
2. 前記直流送電線と受電側電力変換器の間に設けられた整流器をさらに備え、
   前記受電側電力変換器は、モジュラーマルチレベル変換器を含み、
   前記直流事故が発生すると、前記受電側電力変換器の前記モジュラーマルチレベル変換器を構成するセルは、通常の動作を継続することを特徴とする請求項１に記載の直流送電システム。
3. 前記発電設備と前記送電側電力変換器の間に設けられた発電設備側電力変換器をさらに備え、
   前記電流リミッタは、前記発電設備側電力変換器に実装されることを特徴とする請求項１または２に記載の直流送電システム。
4. 前記発電設備側電力変換器は、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）整流器およびＰＷＭインバータを含むパワーコンディショナであり、
   前記電流リミッタは、前記ＰＷＭインバータの目標電流を変化させることを特徴とする請求項３に記載の直流送電システム。
5. 発電設備と、
   直流送電線と、
   交流側に前記発電設備の出力を受け、直流側が前記直流送電線と接続される送電側電力変換器と、
   モジュラーマルチレベル変換器を含み、直流側が前記直流送電線と接続され、交流側が交流系統と接続される受電側電力変換器と、
   前記直流送電線と受電側電力変換器の間に設けられた整流器と、
   を備え、
   直流事故が発生すると、前記受電側電力変換器の前記モジュラーマルチレベル変換器を構成するセルは、通常の動作を継続することを特徴とする直流送電システム。

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