JP6750972B2 - 多端子直流送電システム - Google Patents

Description

本発明は多端子直流送電システムに係り、特に、交流系統と風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギー電源をそれぞれ交直変換器と連系し、その交直変換器間を直流で連系するものに好適な多端子直流送電システムに関する。

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している。

従来、直流送電システムは、２つの交流系統間での１対１の送電が主流であったが、近年の技術力向上により、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例として、洋上に複数の風車を建設し、この風車で発電した電力を、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。

また、電力変換器の大容量化に適した構成として、複数の変換器の出力をカスケード接続したモジュラー・マルチレベル変換器（Ｍｏｄｕｌａｒ Ｍｕｌｔｉｌｅｖｅｌ Ｃｏｎｖｅｒｔｅｒ：ＭＭＣ）が着目されている（特許文献１参照）。

国際公開第２０１５／１７８３７６号

上述した特許文献１によれば、電力変換器としてＭＭＣ変換器を用いる場合、交流系統事故の発生時に、ＭＭＣ変換器の直流コンデンサ電圧変動を検出し、その変動が所定値を超えた場合に直流電圧指令値を変化させることで、直流コンデンサ電圧の電圧変動を抑制しつつ、電力変換器の運転継続が可能なようになる。

しかしながら、特許文献１では、多端子直流送電システムの場合、直流送電網に電力変換器が複数台接続され、それぞれの電力変換器を連動して制御することで、多端子直流送電システム全体を安定に運用する必要がある。

これは、交流系統事故の発生時にも同様であり、電力変換器単体の運転継続に加え、多端子直流送電システム全体の運転継続を可能とすることが望ましい。

本発明は上述の点に鑑みなされたもので、その目的とするところは、交流系統事故の発生時にも、電力変換器単体の運転継続に加え、多端子直流送電システム全体の運転が継続可能な多端子直流送電システムを提供することにある。

本発明の多端子直流送電システムは、上記目的を達成するために、少なくとも２つの第１の交流系統群と、該第１の交流系統群の電力を変換する少なくとも２つの第１の電力変換器群と、少なくとも１つの第２の交流系統群と、該第２の交流系統群の電力を変換する少なくとも１つの第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の電力変換器群の間を直流で連系する直流送電網とを備え、
前記第１の電力変換器群のそれぞれは、スイッチング素子及び蓄電部を含んだ単位変換器を有し、該単位変換器は、前記スイッチング素子の動作により前記蓄電部を充放電させるものであり、かつ、前記単位変換器を複数直列に接続して単位変換器群とし、該単位変換器群を並列に接続し、この並列接続部を前記直流送電網に接続し、前記単位変換器群の各々を電力送電網に接続する構成の多端子直流送電システムであって、
前記第１の交流系統群の送電可能電力に応じて、前記第１の電力変換器群のそれぞれが前記直流送電網と授受する有効電力を変化させる有効電力変化手段を備え、
前記第１の電力変換器群のそれぞれは、前記第１の電力変換器群の直流側端子が前記直流送電網に接続され、前記第１の電力変換器群の他端子のそれぞれが前記第１の交流系統群に１対１で接続されており、
前記第１の交流系統群は少なくとも２つの交流系統から成り、前記第１の電力変換器群は少なくとも２つの交直変換器から成り、前記第２の交流系統群は少なくとも１つの再生可能エネルギー電源から成り、前記第２の電力変換器群は少なくとも１つの再生可能エネルギー連系変換器から成り、前記第１の電力変換器群の直流側端子は交直変換器直流母線から成り、前記第１の電力変換器群の他端子は交直変換器交流母線から成り、
前記交直変換器を制御する制御ブロックは、前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）、前記単位変換器の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）、前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）を基に、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）と直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）を算出するコンデンサ電圧制御ブロックと、
前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び前記交直変換器直流母線の直流電圧検出値（ＶＤＣ）を基に直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）と前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を算出する直流電圧制御ブロックと、
前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）、前記交直変換器交流母線への無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）及び前記交直変換器交流母線の交流電流検出値（ＩＡＣ）に基づいて前記交直変換器の交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）を算出する交流電流制御ブロックと、
前記コンデンサ電圧制御ブロックで算出された前記直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）、前記直流電圧制御ブロックで算出された前記直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）及び前記交直変換器直流母線の直流電流検出値（ＩＤＣ）を基に前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）を算出する直流電流制御ブロックと、
前記交直変換器の交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）、前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）及び前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を加算し、前記交直変換器の各アームの出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）を出力する加算器と、
前記交直変換器の前記各アームの出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）と前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）に基づいて前記全単位変換器のオンオフ信号を発信する変調ブロックとを備えていることを特徴とする。

本発明によれば、交流系統事故の発生時にも、電力変換器単体の運転継続に加え、多端子直流送電システム全体の運転が継続可能となる。

本発明の多端子直流送電システムの実施例１を示す概念図である。 本発明の多端子直流送電システムの実施例１に採用される交直変換器の構成例を示す図である。 本発明の多端子直流送電システムの実施例１に採用される交直変換器の構成する単位変換器の構成例を示す図である。 本発明の多端子直流送電システムの実施例１に採用される交直変換器の制御ブロックの全体を示す図である。 図４に示した交直変換器の制御ブロックを構成するコンデンサ電圧制御ブロックの構成を示す図である。 図４に示した交直変換器の制御ブロックを構成する直流電圧制御ブロックの構成を示す図である。 本発明の多端子直流送電システムの実施例２を示す概念図である。 本発明の多端子直流送電システムの実施例２に採用される電力吸収装置の制御ブロックを示す図である。

以下、図示した実施例に基づいて本発明の多端子直流送電システムを説明する。なお、各実施例において、同一構成部品には同符号を使用する。

図１乃至図６に、本発明の多端子直流送電システの実施例１を示す。図１は、本発明の多端子直流送電システムの実施例１の全体構成を示すものである。

該図に示す本実施例の多端子直流送電システムは、第１の交流系統群である２つの第１の交流系統Ａ２ａ及び第１の交流系統Ｂ２ｂと、この第１の交流系統Ａ２ａ及び第１の交流系統Ｂ２ｂの電力を交流又は直流に変換する第１の電力変換器群である２つの第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂと、第２の交流系統群である再生可能エネルギー電源の１つの風力発電所４と、この風力発電所４の電力を交流又は直流に変換する第２の電力変換器群を構成する再生可能エネルギー連系変換器である風力連系変換器３と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂと風力連系変換器３の間を直流で連系する直流送電網である直流送電線９とを備え、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂのそれぞれは、第１の電力変換器群の直流側端子である第１の交直変換器Ａ１ａの交直変換器Ａ直流母線８ａ及び第１の交直変換器Ａ１ｂの交直変換器Ｂ直流母線８ｂが直流送電線９に接続され、第１の電力変換器群の他端子である第１の交直変換器Ａ１ａの交直変換器Ａ交流母線７ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交直変換器Ｂ交流母線７ｂのそれぞれが、第１の交流系統Ａ２ａ及び第１の交流系統Ｂ２ｂに１対１で接続されている。

また、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂのそれぞれは、スイッチング素子及び蓄電部を含んだ単位変換器１２（図２参照）から構成され、この単位変換器１２は、後述するが、スイッチング素子の動作により蓄電部を充放電させるものであり、かつ、単位変換器１２を複数直列に接続して単位変換器群を並列に接続し、この並列接続部を直流送電線９に接続して単位変換器群の各々を電力送電に接続している。

そして、本実施例では、第１の交流系統Ａ２ａ及び第１の交流系統Ｂ２ｂの送電可能電力に応じて、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂのそれぞれが直流送電線９と授受する有効電力を変化させる有効電力変化手段を備えていることを特徴とする。

更に具体的に説明すると、第１の交直変換器Ａ１ａの一端は交直変換器Ａ交流母線７ａと電気的に接続され、交流送電線Ａ５ａを介して第１の交流系統Ａ２ａと電気的に接続されている。また、第１の交直変換器Ａ１ａのもう一端は、交直変換器Ａ直流母線８ａと電気的に接続されている。

第１の交直変換器Ｂ１ｂの一端は交直変換器Ｂ交流母線７ｂと電気的に接続され、交流送電線Ｂ５ｂを介して、第１の交流系統Ｂ２ｂと電気的に接続されている。また、第１の交直変換器Ｂ１ｂのもう一端は、交直変換器Ｂ直流母線８ｂと電気的に接続されている。

風力連系変換器３の一端は風力連系変換器風力発電所側母線１０ｗと電気的に接続され、風力発電所送電線６を介して、風力発電所４と電気的に接続されている。また、風力連系変換器３のもう一端は、再生可能エネルギー連系変換器直流母線である風力連系変換器直流母線１１ｗと電気的に接続されている。

風力連系変換器直流母線１１ｗは、直流送電線９を介して交直変換器Ａ直流母線８ａと交直変換器Ｂ直流母線８ｂに電気的に接続されている。

図１内の記号について、風力発電所４の発電電力をＰＷと表記し、風力連系変換器３から風力連系変換器直流母線１１ｗへの送電電力をＰＤＣＷと表記し、風力連系変換器直流母線１１ｗの母線電圧をＶＤＣＷと表記する。また、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの電流、電圧、電力については、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂから第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂに流入する直流電流をＩＤＣと表記し、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂから交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂに流入する交流電流をＩＡＣと表記し、風力連系変換器直流母線１１ｗの直流電圧をＶＤＣと表記し、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電圧をＶＡＣと表記し、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂから第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂに流入する直流電力をＰＤＣと表記し、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂから交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂに流入する交流有効電力をＰＡＣと表記している。

また、上記の電流、電圧、電力については、第１の交直変換器Ａ１ａに関する各成分については、各記号に添字「Ａ」を付記し、第１の交直変換器Ｂ１ｂに関する各成分については、各記号に添字「Ｂ」を付記する。例えば、交直変換器Ａ直流母線８ａから第１の交直変換器Ａ１ａに流入する直流電流をＩＤＣＡと表記するものとする。

また、風力発電所４から風力連系変換器３への送電形態及び風力連系変換器３の構成は、送電形態が交流送電の場合には、風力連系変換器３は、その内部に交流―直流電力変換器を備え、直流送電の場合には、その内部に直流―直流電力変換器を備えている。

次に、本発明の多端子直流送電システムの実施例１における第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの構成例を、図２を用いて説明する。

該図に示す如く、本実施例の多端子直流送電システムに採用される第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂのそれぞれは、単位変換器１２、アーム１３、リアクトル１４、Ａ相交流接続端１５ａ、Ｂ相交流接続端１５ｂ、Ｃ相交流接続端１５ｃ、直流正側接続端１６ａ、直流負側接続端１６ｂから構成されている。

第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂには、図２に示す電力変換器の他に、遮断器や変圧器など、本実施例を逸脱しない範囲で、他の電気設備や保護装置を備えていてもよい。

図２内のＶＡＲＭは、アーム１３の出力電圧である。アーム１３は、単位変換器１２の直列接続回路であり、図２では、単位変換器１２をＮ個直列接続した場合を例にあげている。

アーム１３は６組構成され、そのうち３組の一端をそれぞれ異なるリアクトル１４に電気的に接続し、もう一端を直流正側接続端１６ａに電気的に接続している。この３つのリアクトル１４をリアクトル第１組と呼称する。

また、残りの３組の一端をそれぞれ異なるリアクトル１４に電気的に接続し、もう一端を直流負側接続端１６ｂに電気的に接続している。この３つのリアクトル１４をリアクトル第２組と呼称する。

上述したリアクトル第１組とリアクトル第２組を電気的に１対１に接続し、３つの接続点とＡ相交流接続端１５ａ、Ｂ相交流接続端１５ｂ、Ｃ相交流接続端１５ｃをそれぞれ電気的に接続している。

次に、本発明の多端子直流送電システムの実施例１における単位変換器１２の構成例と動作を、図３を用いて説明する。

まず、単位変換器１２の構成例について説明する。

図３は、本実施例の多端子直流送電システムに使用される単位変換器１２の構成例であり、本実施例の単位変換器１２は、Ｈ側スイッチング回路１７、Ｌ側スイッチング回路１８、コンデンサ（又はバッテリー）１９、Ｈ側接続端２０及びＬ側接続端２１から構成されている。

図３内の記号について、ｉはアーム１３内における単位変換器１２の番号であり、１からＮまでの整数である。ＶＣｉは、i番目の単位変換器１２のコンデンサ印加電圧であり、ＶＯｉは、i番目の単位変換器１２の出力電圧であり、ＳＷＨｉ及びＳＷＬｉはi番目の単位変換器１２におけるＨ側スイッチング回路１７及びＬ側スイッチング回路１８のオンオフ信号である。

Ｈ側スイッチング回路１７及びＬ側スイッチング回路１８は、オンオフ信号ＳＷＨｉ、ＳＷＬｉに合わせて、スイッチング回路の両端を短絡若しくは開放状態に切り替える機能を有している。

上述したスイッチング回路は、自己消弧素子やダイオードなどを用いて実現可能である。

次に、単位変換器１２の動作について説明する。

まず、オンオフ信号ＳＷＨｉをオンにしてＨ側スイッチング回路１７を短絡状態にし、オンオフ信号ＳＷＬｉをオフにしてＬ側スイッチング回路１８を開放状態にすると、Ｈ側接続端２０は、Ｈ側スイッチング回路１７、コンデンサ（又はバッテリー）１９を介してＬ側接続端２１と電気的に接続される。このとき、i番目の単位変換器１２の出力電圧ＶＯiは、i番目の単位変換器１２のコンデンサ印加電圧ＶＣｉと大略等しくなる。

次に、オンオフ信号ＳＷＨｉをオフにしてＨ側スイッチング回路１７を開放状態にし、オンオフ信号ＳＷＬｉをオンにしてＬ側スイッチング回路１８を短絡状態にすると、Ｈ側接続端２０は、Ｌ側スイッチング回路１８、Ｌ側接続端２１と電気的に接続される。このとき、i番目の単位変換器１２の出力電圧ＶＯiは、略０となる。

このように、単位変換器１２において、単位変換器１２の出力電圧ＶＯｉは、オンオフ信号ＳＷＨｉ、ＳＷＬｉの信号に応じて、単位変換器１２のコンデンサ印加電圧ＶＣｉと０の２つの電圧を出力することができる。

以下、本実施例では、ＶＯi＝ＶＣｉである状態を「単位変換器がオン」の状態と呼称し、ＶＯi＝０である状態を「単位変換器がオフ」の状態と呼称する。

次に、アーム１３の出力電圧ＶＡＲＭについて説明する。

アーム１３は、単位変換器１２の直列接続構成であるため、ＶＡＲＭは単位変換器１２の出力電圧の総和であり、式（１）で表わされる。

式（１）においてＭｉは、i番目の単位変換器１２のオンオフ状態を示す値であり、オンであれば１を、オフであれば０である。単位変換器１２のコンデンサ印加電ＶＣｉの増減に合わせて、Ｍｉ＝１とする単位変換器１２の数を変えることで、機器の構成の許す限り、任意のアーム１３の出力電圧ＶＡＲＭが出力可能である。

アーム１３を図２のように６組用いることで、Ａ相交流接続端１５ａ、Ｂ相交流接続端１５ｂ、Ｃ相交流接続端１５ｃ、直流正側接続端１６ａ、直流負側接続端１６ｂへの出力電圧を、機器の構成の許す限り、任意に制御可能である。

図４、図５及び図６に、本発明の多端子直流送電システムの実施例１に採用される第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの制御ブロックを示す。

図４は、本発明の多端子直流送電システムの実施例１に採用される第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの制御ブロックの全体構成を示す。

該図に示す如く、本実施例の第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの制御ブロックは、コンデンサ電圧制御ブロック２２、直流電圧制御ブロック２３、交流電流制御ブロック２４、直流電流制御ブロック２５、加算器２６、変調ブロック２７から構成されている。

即ち、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの制御ブロックは、単位変換器１２の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）、単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電圧検出値（ＶＡＣ）を基に、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）と直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）を算出するコンデンサ電圧制御ブロック２２と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂの直流電圧検出値（ＶＤＣ）を基に直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）と第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を算出する直流電圧制御ブロック２３と、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電圧検出値（ＶＡＣ）、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）及び交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電流検出値（ＩＡＣ）に基づいて第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）を算出する交流電流制御ブロック２４と、コンデンサ電圧制御ブロック２２で算出された直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）、直流電圧制御ブロック２３で算出された直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）及び交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂの直流電流検出値（ＩＤＣ）を基に第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）を算出する直流電流制御ブロック２５と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）及び第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を加算し、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの各アーム１３の出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）を出力するする加算器２６と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの各アーム１３の出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）と単位変換器１２の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）に基づいて全単位変換器１２のオンオフ信号（ＳＷＨｉ、ＳＷＬｉ）を発信する変調ブロック２７とから構成されている。

単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）と交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）は、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの構成や運転状況に応じて、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂごとに設定可能である。

次に、上述したコンデンサ電圧制御ブロック２２を、図５を用いて説明する。

該図に示す如く、本実施例のコンデンサ電圧制御ブロック２２は、電流指令値計算部２８、電流指令値選択信号生成部２９、電流指令値選択部３０から構成され、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂのそれぞれが直流送電線９と授受する有効電力を変化させる有効電力変化手段を構成している。

即ち、本実施例のコンデンサ電圧制御ブロック２２は、単位変換器１２の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）及び単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）を基に、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）を算出する電流指令値計算部２８と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電圧検出値（ＶＡＣ）及び第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電流振幅の最大値（ＩＡＣＭＡＸ）を基に、電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を算出する電流指令値選択信号生成部２９と、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）及び電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を基に、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）と直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）を算出する電流指令値選択部３０とを備えて、有効電力変化手段を構成している。

上述した電流指令値計算部２８は、単位変換器１２の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）の平均値が、単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）と等しくなるように、比例積分制御などを用いて、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）を算出し、電流指令値選択信号生成部２９では、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂの交流電圧検出値（ＶＡＣ）と第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電流振幅の最大値（ＩＡＣＭＡＸ）から交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂに出力可能な有効電力（ＰＡＣＭＡＸ）を算出し、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）の絶対値と比較して、ＰＡＣＭＡＸの方が大きいならばＶＣＲＦＬＧ＝１を出力し、そうでないならばＶＣＲＦＬＧ＝０を出力し、電流指令値選択部３０では、交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）と前記電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を基に、ＶＣＲＦＬＧ＝１ならば、ＩＰＲ＝ＩＰＲ０、かつ、ＩＤＣＲ１＝０を出力し、ＶＣＲＦＬＧ＝０ならば、ＩＰＲ＝０、かつ、ＩＤＣＲ１＝ＫＶＣＲ×ＩＰＲ０を出力するものである。なお、ＫＶＣＲは、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂ毎に設定可能な補正係数である。

次に、上述した直流電圧制御ブロック２３を、図６を用いて説明する。

該図に示す如く、本実施例の直流電圧制御ブロック２３は、直流電圧指令値計算部３１及び直流電圧上下限判定計算部３２から構成されている。

即ち、本実施例の直流電圧制御ブロック２３は、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧（ＶＤＣＲ）及び第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの有効電力の基準動作点に基づいて直流電圧指令値（ＶＤＣＲ０）を算出する直流電圧指令値計算部３１と、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂと授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、直流電圧指令値（ＶＤＣＲ０）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧の最大値（ＶＤＣＭＡＸ）及び最小値（ＶＤＣＭＩＮ）に基づいて直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）と第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を算出する直流電圧上下限判定計算部３２とから構成されている。

なお、ＶＤＣＲ、ＰＤＣＲ、ＶＤＣＭＡＸ、ＶＤＣＭＩＮは、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの構成や運転状況に応じて、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂごとに設定可能である。

上述した直流電圧指令値計算部３１は、式（２）に従って、ＶＤＣＲ０を計算する。

ＶＤＣＲ０＝ＶＤＣＲ−ＫＶＤＣ×（ＰＤＣ−ＰＤＣＲ） （２）
なお、ＫＶＤＣは補正係数であり、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの構成や運転状況に応じて、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂごとに設定可能である。

また、上述した直流電圧上下限判定計算部３２は、ＶＤＣＲ０がＶＤＣＭＡＸより大きいならば、ＩＤＣＲ２＝ＰＤＣ／ＶＤＣＭＡＸ及びＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＭＡＸを出力し、ＶＤＣＲ０がＶＤＣＭＩＮより小さいならば、ＩＤＣＲ２＝ＰＤＣ／ＶＤＣＭＩＮ及びＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＭＩＮを出力し、前記のいずれでもないならば、ＩＤＣＲ２＝０及びＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＲ０を出力するものである。

次に、上述した交流電流制御ブロック２４について説明する。

本実施例の交流電流制御ブロック２４は、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電流検出値（ＩＡＣ）が、交直変換器Ａ直流母線８ａ及び交直変換器Ｂ直流母線８ｂへの有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）及び交直変換器Ａ交流母線７ａ及び交直変換器Ｂ交流母線７ｂへの無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）から求められる交流電流指令値（ＩＡＣＲ）と等しくなるように、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）を算出するものである。

これの具体的な方法としては、３相個別にフィードバック制御する方法や座標変換を用いて、３相交流を直流量に変換して制御する方式などが挙げられる。

次に、上述した直流電流制御ブロック２５について説明する。

本実施例の直流電流制御ブロック２５は、上述したＩＤＣＲ１＝０で、かつ、ＩＤＣＲ２＝０であるならば、ＶＤＣＲ１＝０を出力し、そうでないならば、ＩＤＣがＩＤＣＲ１＋ＩＤＣＲ２と等しくなるように、比例積分制御などを用いてＶＤＣＲ１を算出するものである。

そして、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を加算器２６で足し合わせ、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの各アーム１３の出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）を計算する。

また、変調ブロック２７では、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの各アーム１３の出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）と単位変換器１２の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）を基に、パルス幅変調制御などを用いて、各単位変換器１２のオンオフを決定する。

なお、図４に示す交直変換器の制御ブロックの制御は、第１の交直変換器Ａ１ａと第１の交直変換器Ｂ１ｂの両方が備えるものであり、図４、図５及び図６の各記号においては、第１の交直変換器Ａ１ａと第１の交直変換器Ｂ１ｂを区別して説明する場合には、第１の交直変換器Ａ１ａに関する各成分については、各記号に添字「Ａ」を付記し、第１の交直変換器Ｂ１ｂに関する各成分については、各記号に添字「Ｂ」を付記して説明している。

例えば、図４において、ＶＣＲは単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値であるが、第１の交直変換器Ａ１ａの単位変換器１２の全コンデンサ電圧の平均値の指令値について言及する場合には、ＶＣＲＡと表記している。

次に、本実施例の多端子直流送電システにおける第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂの動作について説明する。

以下では、例として、時刻Ｔ１で交直変換器Ａ交流母線７ａ至近端での落雷事故が発生してＶＡＣＡ及びＰＡＣＡが０に減少し、時刻Ｔ２で事故が除去され復電する場合について説明する。

なお、落雷事故と復電の前後で、風力発電所４の発電電力ＰＷは一定であり、かつ、風力連系変換器３によって、ＰＷ＝ＰＤＣＷ（風力連系変換器３の母線電圧）となるように制御されているとする。

時刻Ｔ１以前において、ＰＤＣＷ、ＰＡＣＡ、ＰＡＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢは、式（３）、式（４）及び式（５）の関係を満たす。

ＰＤＣＷ＝ＰＤＣＡ＋ＰＤＣＧ （３）
ＰＤＣＡ＝ＰＡＣＡ （４）
ＰＤＣＢ＝ＰＡＣＢ （５）
この時、風力連系変換器３は有効電力を一定にしようと制御しており、各直流母線の直流電圧は、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂによって一定に制御されている。

具体的には、第１の交直変換器Ａ１ａ及び第１の交直変換器Ｂ１ｂが持つ式（２）の有効電力と直流電圧の関係式と、直流送電線９のインピーダンスから定まる平衡点によってＶＤＣＷＦ、ＶＤＣＡ、ＶＤＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢが定まる。

時刻Ｔ１で、ＶＡＣＡが０に減少すると、ＰＤＣＡ＞ＰＡＣＡとなり、ＰＤＣＡとＰＡＣＡの差分の有効電力は第１の交直変換器Ａ１ａの単位変換器１２のコンデンサ１９に蓄えられるため、ＶＣＡが上昇しようとする。

ＶＡＣＡが０になるため、コンデンサ電圧制御ブロック２２で、ＶＣＡがＶＣＲＡと等しくなるようにＩＤＣＲ１Ａが計算され、ＩＤＣＲ１Ａを基に直流電流制御ブロック２５でＶＤＣＲ１Ａが計算され、最終的に、電力変換器の直流電圧出力が変化しＶＤＣＡが変化する。

ＶＤＣＡが変化することで、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢが変化する。この時、風力連系変換器３は有効電力を一定にしようと制御しており、第１の交直変換器Ａ１ａは、コンデンサ電圧を一定に制御しようと直流電流を制御しており、各直流母線の直流電圧は第１の交直変換器Ｂ１ｂによって一定に制御される。

具体的には、第１の交直変換器Ｂ１ｂが持つ式（２）の有効電力と直流電圧の関係式と、直流送電線９のインピーダンスから定まる平衡点によってＶＤＣＷＦ、ＶＤＣＡ、ＶＤＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢが定まる。

ＰＤＣＡはコンデンサ電圧を一定にするための電力であり、ＰＤＣＷに比べて十分小さいとすれば、時刻Ｔ１以前よりもＰＤＣＢは増加し、ＰＤＣＷと大略等しくなる。時刻Ｔ２で事故が除去され復電した後は、ＶＡＣＡが時刻Ｔ１以前の値に戻るので、ＶＤＣＷ、ＶＤＣＡ、ＶＤＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢも事故前の平衡点に戻る。

なお、再生可能エネルギー電源としては、上述した風力発電所の代わりに太陽光発電所を用いることができる。

このような本実施例によれば、交流系統事故の発生時にも、電力変換器単体の運転継続に加え、多端子直流送電システム全体の運転継続を可能とすることができる。

次に、本発明の多端子直流送電システの実施例２について、図７及び図８を用いて説明する。

上述した実施例１では、２つの交直変換器が連動することで、交流系統に事故が発生した場合でも、多端子送電システムの運転継を継続することについて説明したが、本実施例では、交直変換器に加え、直流母線に設置された後述する電力吸収装置も連動運転させて、多端子送電システムの運転を継続するようにしたものである。

即ち、本実施例の多端子直流送電システムは、図７に示すように、第１の交直変換器Ｂ直流母線８ｂに、この第１の交直変換器Ｂ直流母線８ｂとの接続端から授受する有効電力（ＰＺ）を制御可能な蓄電装置或いは可変抵抗装置から成る電力吸収装置３３を、少なくとも電気的に接続して構成したものである。他の構成は、実施例１と同様である。

上記電力吸収装置３３は、図８に示すように、電力吸収装置３３が接続される直流送電線９の直流電圧検出値（ＶＤＣ）及び直流送電線９の直流電圧の上限値（ＶＤＣＭＡＸＺ）を基に直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）を算出する上限リミッタ３４と、直流送電線９の直流電圧検出値（ＶＤＣ）及び直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）を基に有効電力指令値（ＰＺＲ）を算出する有効電力指令値計算ブロック３５とから構成されている。

上述した上限リミッタ３４は、直流送電線９の直流電圧検出値（ＶＤＣ）と直流送電線９の直流電圧の上限値（ＶＤＣＭＡＸＺ）を比較して、ＶＤＣがＶＤＣＭＡＸＺより大きいならば、ＶＤＣＺ＝ＶＤＣＭＡＸＺを出力し、そうでないならば、ＶＤＣＺ＝ＶＤＣを出力し、有効電力指令値計算ブロック３５は、直流送電線９の直流電圧検出値（ＶＤＣ）と直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）が等しくなるように、有効電力指令値（ＰＺＲ）を計算し、かつ、電力吸収装置３３は、有効電力（ＰＺ）ＰＺが有効電力指令値（ＰＺＲ）と等しくなるように制御される。

なお、ＶＤＣＭＡＸＺは、電力吸収装置３３及び多端子直流送電システムの構成や運転状況に応じて、設定可能である。

なお、ＶＤＣＭＡＸＺの値の設定については、第１の交直変換器Ｂ１ｂが備える直流電圧上下限判定部３２で設定されるＶＤＣＭＡＸＢより大きい値であるのが望ましい。

次に本発明の第２の実施例における交直変換器の動作例として、実施例１と同様に、時刻Ｔ１で交直変換器Ａ交流母線７ａ至近端での落雷事故が発生してＶＡＣＡおよびＰＡＣＡが０に減少し、時刻Ｔ２で事故が除去され復電する場合について、説明する。

また、第１の交直変換器Ａ１ａと第１の交直変換器Ｂ１ｂの構成及び制御については、上述した実施例１と同様である。

時刻Ｔ１でＶＡＣＡが０になるため、ＶＣＡがＶＣＲＡと等しくなるようにＩＤＣＲ１Ａが計算され、ＩＤＣＲ１Ａを基に直流電流制御ブロック２５でＶＤＣＲ１Ａが計算され、最終的に、電力変換器の直流電圧出力が変化し、ＶＤＣＡが変化する。ＶＤＣＡが変化することで、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢが変化する。

この時、風力連系変換器３は有効電力を一定にしようと制御しており、第１の交直変換器Ａ１ａは、コンデンサ電圧を一定に制御しようと直流電圧出力を制御しており、各直流母線の直流電圧は、第１の交直変換器Ｂ１ｂによって一定に制御される。

具体的には、第１の交直変換器Ｂ１ｂが持つ式（２）の有効電力と直流電圧の関係式と、直流送電線９のインピーダンスから定まる平衡点によってＶＤＣＷＦ、ＶＤＣＡ、ＶＤＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢが定まる。

ＰＤＣＡはコンデンサ電圧を一定にするための電力であり、ＰＤＣＷに比べて十分小さいとすれば、時刻Ｔ１以前よりもＰＤＣＢは増加し、ＰＤＣＷと大略等しくなろうとする。

以下に、ＰＤＣＢの増加の結果、第１の交直変換器Ｂ１ｂの直流電圧指令値計算部３１及び直流電圧上下限判定計算部３２によって、ＶＤＣＲ０Ｂ＝ＶＤＣＭＩＮＢとなった場合について説明する。

この時、風力連系変換器３は有効電力を一定にしようと制御しており、第１の交直変換器Ａ１ａは、コンデンサ電圧を一定に制御しようと直流電流を制御しており、第１の交直変換器Ｂ１ｂは、交直変換器Ｂ直流母線８ｂから第１の交直変換器Ｂ１ｂに流入する有効電力が一定になるように直流電流を制御することになるため、各直流母線の直流電圧を一定に保つ交直変換器がいない状況となる。

このような本例の場合は、ＰＤＣＷ＞（ＰＤＣＡ＋ＰＤＣＢ）となる。

ＰＤＣＷと（ＰＤＣＡ＋ＰＤＣＢ）の差分は、直流送電線９の静電容量に充電されるため、各直流母線の直流電圧が上昇する。各直流母線の直流電圧が上昇し、交直変換器Ｂ直流母線８ｂの直流電圧が、ＶＤＣＭＡＸＺに達すると、交直変換器Ｂ直流母線８ｂの直流電圧を一定に保つように、電力吸収装置３３が動作する。この電力吸収装置３３の動作によって、各直流母線の直流電圧を一定に保つことができる。

時刻Ｔ２で事故が除去され復電した後は、ＶＡＣＡが時刻Ｔ１以前の値に戻るので、ＶＤＣＷ、ＶＤＣＡ、ＶＤＣＢ、ＰＤＣＡ、ＰＤＣＢも事故前の平衡点に戻る。

なお、実施例２では、電力吸収装置３３が交直変換器Ｂ直流母線８ｂに接続された場合を例にしたが、電力吸収装置３３が他の直流母線に接続されていてもよい。また、電力吸収装置３３が複数接続されていてもよい。

このような本実施例の構成であっても、実施例１と同様な効果が得られることは勿論、交直変換器に加え、交直変換器Ｂ直流母線８ｂに設置された電力吸収装置３３も連動運転させて、多端子送電システムの運転を継続することができる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成を置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１ａ…第１の交直変換器Ａ、１ｂ…第１の交直変換器Ｂ、２ａ…第１の交流系統Ａ、２ｂ…第１の交流系統Ｂ、３…風力連系変換器、４…風力発電所、５ａ…交流送電線Ａ、５ｂ…交流送電線Ｂ、６…風力発電所送電線、７ａ…交直変換器Ａ交流母線、７ｂ…交直変換器Ｂ交流母線、８ａ…交直変換器Ａ直流母線、８ｂ…交直変換器Ｂ直流母線、９…直流送電線、１０ｗ…風力連系変換器風力発電所側母線、１１ｗ…風力連系変換器直流母線、１２…単位変換器、１３…アーム、１４…リアクトル、１５ａ…Ａ相交流接続端、１５ｂ…Ｂ相交流接続端、１５ｃ…Ｃ相交流接続端、１６ａ…直流正側接続端、１６ｂ…直流負側接続端、１７…Ｈ側スイッチング回路、１８…Ｌ側スイッチング回路、１９…コンデンサ、２０…Ｈ側接続端、２１…Ｌ側接続端、２２…コンデンサ電圧制御ブロック、２３…直流電圧制御ブロック、２４…交流電流制御ブロック、２５…直流電流制御ブロック、２６…加算器、２７…変調ブロック、２８…電流指令値計算部、２９…電流指令値選択信号生成部、３０…電流指令値選択部、３１…直流電圧指令値計算部、３２…直流電圧上下限判定計算部、３３…電力吸収装置、３４…上限リミッタ、３５…有効電力指令値計算ブロック。

Claims (16)

1. 少なくとも２つの第１の交流系統群と、該第１の交流系統群の電力を変換する少なくとも２つの第１の電力変換器群と、少なくとも１つの第２の交流系統群と、該第２の交流系統群の電力を変換する少なくとも１つの第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の電力変換器群の間を直流で連系する直流送電網とを備え、
   前記第１の電力変換器群のそれぞれは、スイッチング素子及び蓄電部を含んだ単位変換器を有し、該単位変換器は、前記スイッチング素子の動作により前記蓄電部を充放電させるものであり、かつ、前記単位変換器を複数直列に接続して単位変換器群とし、該単位変換器群を並列に接続し、この並列接続部を前記直流送電網に接続し、前記単位変換器群の各々を電力送電網に接続する構成の多端子直流送電システムであって、
   前記第１の交流系統群の送電可能電力に応じて、前記第１の電力変換器群のそれぞれが前記直流送電網と授受する有効電力を変化させる有効電力変化手段を備え、
   前記第１の電力変換器群のそれぞれは、前記第１の電力変換器群の直流側端子が前記直流送電網に接続され、前記第１の電力変換器群の他端子のそれぞれが前記第１の交流系統群に１対１で接続されており、
   前記第１の交流系統群は少なくとも２つの交流系統から成り、前記第１の電力変換器群は少なくとも２つの交直変換器から成り、前記第２の交流系統群は少なくとも１つの再生可能エネルギー電源から成り、前記第２の電力変換器群は少なくとも１つの再生可能エネルギー連系変換器から成り、前記第１の電力変換器群の直流側端子は交直変換器直流母線から成り、前記第１の電力変換器群の他端子は交直変換器交流母線から成り、
   前記交直変換器を制御する制御ブロックは、前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）、前記単位変換器の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）、前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）を基に、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）と直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）を算出するコンデンサ電圧制御ブロックと、
   前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）及び前記交直変換器直流母線の直流電圧検出値（ＶＤＣ）を基に直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）と前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を算出する直流電圧制御ブロックと、
   前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）、前記交直変換器交流母線への無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）及び前記交直変換器交流母線の交流電流検出値（ＩＡＣ）に基づいて前記交直変換器の交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）を算出する交流電流制御ブロックと、
   前記コンデンサ電圧制御ブロックで算出された前記直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）、前記直流電圧制御ブロックで算出された前記直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）及び前記交直変換器直流母線の直流電流検出値（ＩＤＣ）を基に前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）を算出する直流電流制御ブロックと、
   前記交直変換器の交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）、前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ１）及び前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を加算し、前記交直変換器の各アームの出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）を出力する加算器と、
   前記交直変換器の前記各アームの出力電圧指令値（ＶＡＲＭＲ）と前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）に基づいて全単位変換器のオンオフ信号を発信する変調ブロックとを備えていることを特徴とする多端子直流送電システム。
2. 請求項１に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記直流送電網は、一端が前記交直変換器直流母線に接続され、他端が再生可能エネルギー連系変換器直流母線に接続されていることを特徴とする多端子直流送電システム。
3. 請求項１又は２に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記第１の電力変換器群の１つは、単位変換器、アーム、リアクトル、Ａ相交流接続端、Ｂ相交流接続端、Ｃ相交流接続端、直流正側接続端及び直流負側接続端から構成され、
   前記アームを６組構成し、そのうちの３組の一端をそれぞれ異なる前記リアクトルに電気的に接続し、他端を前記直流正側接続端に電気的に接続するリアクトル第１組とし、残りの３組の一端をそれぞれ異なる前記リアクトルに電気的に接続し、他端を前記直流負側接続端に電気的に接続するリアクトル第２組として、前記リアクトル第１組と前記リアクトル第２組を電気的に１対１に接続し、３つの接続点と前記Ａ相交流接続端、前記Ｂ相交流接続端及び前記Ｃ相交流接続端がそれぞれ電気的に接続されていることを特徴とする多端子直流送電システム。
4. 請求項３に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記単位変換器は、Ｈ側スイッチング回路、Ｌ側スイッチング回路、コンデンサ又はバッテリー、Ｈ側接続端及びＬ側接続端から構成され、
   前記Ｈ側スイッチング回路及び前記Ｌ側スイッチング回路は、ｉ番目の前記単位変換器における前記Ｈ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＨｉ）及び前記Ｌ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＬｉ）に合わせて、前記Ｈ側及びＬ側スイッチング回路の両端を短絡若しくは開放状態に切り替えるスイッチング素子を備えていることを特徴とする多端子直流送電システム。
   （但し、ｉは前記アーム内における前記単位変換器の番号であり、１からＮまでの整数である）
5. 請求項４に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   ｉ番目の前記単位変換器における前記Ｈ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＨｉ）をオンにして、前記Ｈ側スイッチング回路を前記スイッチング素子で短絡状態にし、ｉ番目の前記単位変換器における前記Ｌ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＬｉ）をオフにして、前記Ｌ側スイッチング回路を前記スイッチング素子で開放状態にして、前記Ｈ側接続端を、前記Ｈ側スイッチング回路、前記コンデンサ又はバッテリーを介して前記Ｌ側接続端と電気的に接続し、
   一方、ｉ番目の前記単位変換器における前記Ｈ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＨｉ）をオフにして、前記Ｈ側スイッチング回路を前記スイッチング素子で開放状態にし、ｉ番目の前記単位変換器における前記Ｌ側スイッチング回路のオンオフ信号（ＳＷＬｉ）をオンにして、前記Ｌ側スイッチング回路を前記スイッチング素子で短絡状態にし、この状態で前記Ｈ側接続端を、前記Ｌ側スイッチング回路、前記Ｌ側接続端と電気的に接続したことを特徴とする多端子直流送電システム。
6. 請求項１に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記コンデンサ電圧制御ブロックは、前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）及び前記単位変換器の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）を基に、前記交直変換器交流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）を算出する電流指令値計算部と、
   前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）及び前記交直変換器の交流電流振幅の最大値（ＩＡＣＭＡＸ）を基に、電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を算出する電流指令値選択信号生成部と、
   前記交直変換器交流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）及び電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を基に、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）と直流電流指令値（ＩＤＣＲ１）を算出する電流指令値選択部とを備え、前記有効電力変化手段を構成していることを特徴とする多端子直流送電システム。
7. 請求項６に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記電流指令値計算部は、前記単位変換器の全コンデンサ電圧検出値（ＶＣ）の平均値が、前記単位変換器の全コンデンサ電圧の平均値の指令値（ＶＣＲ）と等しくなるように、前記交直変換器交流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）を算出し、
   前記電流指令値選択信号生成部は、前記交直変換器交流母線の交流電圧検出値（ＶＡＣ）と前記交直変換器の交流電流振幅の最大値（ＩＡＣＭＡＸ）から前記交直変換器交流母線に出力可能な有効電力（ＰＡＣＭＡＸ）を算出し、
   前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）の絶対値と比較して、前記ＰＡＣＭＡＸの方が大きいならば前記ＶＣＲＦＬＧ＝１を出力し、そうでないならば前記ＶＣＲＦＬＧ＝０を出力し、前記電流指令値選択部では、前記交直変換器交流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ０）と前記電流指令値選択信号（ＶＣＲＦＬＧ）を基に、前記ＶＣＲＦＬＧ＝１ならば、前記ＩＰＲ＝ＩＰＲ０、かつ、前記ＩＤＣＲ１＝０を出力し、前記ＶＣＲＦＬＧ＝０ならば、前記ＩＰＲ＝０、かつ、前記ＩＤＣＲ１＝ＫＶＣＲ×ＩＰＲ０を出力することを特徴とする多端子直流送電システム。
   （但し、ＫＶＣＲは、前記交直変換器毎に設定可能な補正係数である）
8. 請求項６又は７に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記直流電圧制御ブロックは、前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、前記交直変換器の直流電圧（ＶＤＣＲ）及び前記交直変換器の有効電力の基準動作点に基づいて直流電圧指令値（ＶＤＣＲ０）を算出する直流電圧指令値計算部と、
   前記交直変換器が前記交直変換器直流母線と授受する有効電力検出値（ＰＤＣ）、前記直流電圧指令値（ＶＤＣＲ０）、前記交直変換器の直流電圧の最大値（ＶＤＣＭＡＸ）及び最小値（ＶＤＣＭＩＮ）に基づいて前記直流電流指令値（ＩＤＣＲ２）と前記交直変換器の直流電圧指令値（ＶＤＣＲ２）を算出する直流電圧上下限判定計算部とを備えていることを特徴とする多端子直流送電システム。
9. 請求項８に記載の多端子直流送電システムにおいて、
   前記直流電圧上下限判定計算部は、前記ＶＤＣＲ０が前記ＶＤＣＭＡＸより大きいならば、前記ＩＤＣＲ２＝ＰＤＣ／ＶＤＣＭＡＸ及び前記ＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＭＡＸを出力し、前記ＶＤＣＲ０が前記ＶＤＣＭＩＮより小さいならば、前記ＩＤＣＲ２＝ＰＤＣ／ＶＤＣＭＩＮ及び前記ＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＭＩＮを出力し、前記のいずれでもないならば、前記ＩＤＣＲ２＝０及び前記ＶＤＣＲ２＝ＶＤＣＲ０を出力することを特徴とする多端子直流送電システム。
10. 請求項６乃至９のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記交流電流制御ブロックは、前記交直変換器交流母線の交流電流検出値（ＩＡＣ）が、前記交直変換器直流母線への有効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＰＲ）及び前記交直変換器交流母線への無効電力出力に寄与する電流指令値（ＩＱＲ）から求められる交流電流指令値（ＩＡＣＲ）と等しくなるように、前記交直変換器の交流電圧出力指令値（ＶＡＣＲ）を算出することを特徴とする多端子直流送電システム。
11. 請求項６乃至１０のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記直流電流制御ブロックは、前記ＩＤＣＲ１＝０、かつ、前記ＩＤＣＲ２＝０であるならば、前記ＶＤＣＲ１＝０を出力し、そうでないならば、前記ＩＤＣが前記ＩＤＣＲ１＋ＩＤＣＲ２と等しくなるように、前記ＶＤＣＲ１を算出することを特徴とする多端子直流送電システム。
12. 請求項１乃至１１のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記直流送電網に、該直流送電網との接続端から授受する有効電力（ＰＺ）を制御可能な少なくとも１つの電力吸収装置が電気的に接続されていることを特徴とする多端子直流送電システム。
13. 請求項１２に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記電力吸収装置は、蓄電装置或いは可変抵抗装置から成ることを特徴とする多端子直流送電システム。
14. 請求項１２又は１３に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記電力吸収装置は、該電力吸収装置が接続される前記直流送電網の直流電圧検出値（ＶＤＣ）及び前記直流送電網の直流電圧の上限値（ＶＤＣＭＡＸＺ）を基に直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）を算出する上限リミッタと、
    前記直流送電網の直流電圧検出値（ＶＤＣ）及び直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）を基に有効電力指令値（ＰＺＲ）を算出する有効電力指令値計算ブロックとを備えていることを特徴とする多端子直流送電システム。
15. 請求項１４に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記上限リミッタは、前記直流送電網の直流電圧検出値（ＶＤＣ）と前記直流送電網の直流電圧の上限値（ＶＤＣＭＡＸＺ）を比較して、前記ＶＤＣがＶＤＣＭＡＸＺより大きいならば、前記ＶＤＣＺ＝ＶＤＣＭＡＸＺを出力し、そうでないならば、前記ＶＤＣＺ＝ＶＤＣを出力すると共に、前記有効電力指令値計算ブロックは、前記直流送電網の直流電圧検出値（ＶＤＣ）と直流電圧指令値（ＶＤＣＺ）が等しくなるように、前記有効電力指令値（ＰＺＲ）を計算し、かつ、前記電力吸収装置は、前記有効電力（ＰＺ）ＰＺが前記有効電力指令値（ＰＺＲ）と等しくなるように制御されることを特徴とする多端子直流送電システム。
16. 請求項１乃至１５のいずれか１項に記載の多端子直流送電システムにおいて、
    前記再生可能エネルギー電源の少なくとも１つは、風力発電或いは太陽光発電であることを特徴とする多端子直流送電システム。

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