(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１遮断器を介して電力系統に接続されるとともに、第２遮断器を介して連系送電網に接続される電力変換器と、
前記電力変換器を制御する制御装置と、
前記第１遮断器、前記第２遮断器、及び前記制御装置に指令信号を送信する演算装置と、を備え、
３つ以上の前記電力系統が、それぞれ、前記第１遮断器、前記電力変換器、及び前記第２遮断器を順次に介して前記連系送電網に接続され、
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のうち、給電可能な電力系統からの給電によって、それぞれの前記電力変換器及び前記制御装置を起動させ、
前記電力変換器は、
自身に入力される交流電力の電圧及び電流を変化させ、変化後の交流電力を出力する交流−交流変換器であり、
交流電力及び直流電力の一方から他方への変換を行う第１交直変換器と、
直流電力及び交流電力の一方から他方への変換を行う第２交直変換器と、を備え、
前記第１交直変換器及び前記第２交直変換器は、それぞれ、
ブリッジ形に接続された自己消弧型の複数のスイッチング素子と、複数の前記スイッチング素子のそれぞれに逆並列に接続される複数の還流ダイオードと、を有するブリッジ回路と、
前記ブリッジ回路の直流側に並列接続されるコンデンサと、を備え、
前記第１交直変換器の交流側は、前記第１遮断器を介して前記電力系統に接続され、
前記第１交直変換器の直流側は、前記第２交直変換器の直流側に接続され、
前記第２交直変換器の交流側は、前記第２遮断器を介して前記連系送電網に接続され、
前記制御装置は、配線を介して前記第１交直変換器の直流側に並列接続されるとともに、前記配線を介して前記第２交直変換器の直流側にも並列接続され、前記配線を介した前記給電によって起動されること
を特徴とする多端子送電システム。
【請求項２】
第１遮断器を介して電力系統に接続されるとともに、第２遮断器を介して連系送電網に接続される電力変換器と、
前記電力変換器を制御する制御装置と、
前記第１遮断器、前記第２遮断器、及び前記制御装置に指令信号を送信する演算装置と、を備え、
３つ以上の前記電力系統が、それぞれ、前記第１遮断器、前記電力変換器、及び前記第２遮断器を順次に介して前記連系送電網に接続され、
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のうち、給電可能な電力系統からの給電によって、それぞれの前記電力変換器及び前記制御装置を起動させ、
前記電力系統から前記第１遮断器を介して前記制御装置への前記給電を行うか、又は、前記連系送電網及び前記第２遮断器を介して前記制御装置への前記給電を行うか、を切り替える切替回路をさらに備え、
前記電力変換器は、自身に入力される直流電力の電圧及び電流を変化させ、変化後の直流電力を出力する直流−直流変換器であり、
前記演算装置は、前記制御装置の制御対象である前記電力変換器に前記電力系統から供給される電力の検出値、及び、当該電力変換器に前記連系送電網を介して供給される電力の検出値に基づいて、前記制御装置に前記給電が行われるように前記切替回路を制御し、前記切替回路を介した前記給電によって前記制御装置を起動させること
を特徴とする多端子送電システム。
【請求項３】
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のうち給電可能な電力系統から、起動後の前記電力変換器を介して、他の複数の前記電力系統への給電を順次に行うこと
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の多端子送電システム。
【請求項４】
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のうち給電可能な電力系統から、起動後の前記電力変換器を介して、他の複数の前記電力系統への給電を並行して行うこと
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の多端子送電システム。
【請求項５】
前記電力変換器と起動電源との接続・遮断を行う第３遮断器をさらに備え、
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のいずれからも給電がない場合、前記起動電源からの前記第３遮断器を介した給電によって、それぞれの前記電力変換器及び前記制御装置を起動させること
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の多端子送電システム。
【請求項６】
前記連系送電網と起動電源との接続・遮断を行う第４遮断器をさらに備え、
前記演算装置は、３つ以上の前記電力系統のいずれからも給電がない場合、前記起動電源からの前記第４遮断器を介した給電によって、それぞれの前記電力変換器及び前記制御装置を起動させること
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の多端子送電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、多端子送電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統からの給電が止まったときの対処法として、例えば、特許文献１には、送電線網が崩壊して風力発電所が運転停止状態である場合、「中央発電所コントローラ５は、局所電源６から電力供給を受け、起動及び自力起動シーケンスの制御が可能になる」ことが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００８−２８３８５６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
特許文献１には、２つの電力系統の間での１対１送電において、風力発電所が運転停止状態になったときの対処法については記載されているが、３つ以上の電力系統の間での多端子送電における対処法については記載されていない。
【０００５】
前記した多端子送電は、例えば、洋上に設置された風力発電所から、電力変換所及び直流送電網を介して陸上に送電する洋上ウインドファームで行われることが多い。このような多端子送電においても、電力系統からの電力供給が止まった場合、電力変換所等の各機器を正常な状態に復帰できるようにすることが望まれている。
【０００６】
そこで、本発明は、信頼性の高い多端子送電システムを提供することを課題とする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
前記課題を解決するために、本発明は、３つ以上の電力系統のうち、給電可能な電力系統からの給電によって、それぞれの電力変換器及び制御装置を起動させ、前記電力変換器は、自身に入力される交流電力の電圧及び電流を変化させ、変化後の交流電力を出力する交流−交流変換器であり、交流電力及び直流電力の一方から他方への変換を行う第１交直変換器と、直流電力及び交流電力の一方から他方への変換を行う第２交直変換器と、を備え、前記第１交直変換器及び前記第２交直変換器は、それぞれ、ブリッジ形に接続された自己消弧型の複数のスイッチング素子と、複数の前記スイッチング素子のそれぞれに逆並列に接続される複数の還流ダイオードと、を有するブリッジ回路と、前記ブリッジ回路の直流側に並列接続されるコンデンサと、を備え、前記第１交直変換器の交流側は、第１遮断器を介して前記電力系統に接続され、前記第１交直変換器の直流側は、前記第２交直変換器の直流側に接続され、前記第２交直変換器の交流側は、第２遮断器を介して連系送電網に接続され、前記制御装置は、配線を介して前記第１交直変換器の直流側に並列接続されるとともに、前記配線を介して前記第２交直変換器の直流側にも並列接続され、前記配線を介した前記給電によって起動されることを特徴とする。なお、その他については実施形態の中で説明する。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、信頼性の高い多端子送電システムを提供できる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】本発明の第１実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【図２】本発明の第１実施形態に係る多端子送電システムが備える交直変換器の構成図である。
【図３】本発明の第１実施形態に係る多端子送電システムにおける処理の流れを示すフローチャートである。
【図４】本発明の第２実施形態に係る多端子送電システムにおける処理の流れを示すフローチャートである。
【図５】本発明の第３実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【図６】本発明の第４実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【図７】本発明の第５実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【図８】本発明の第５実施形態に係る多端子送電システムが備える交流−交流変換器の構成図である。
【図９】本発明の第６実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【図１０】本発明の第７実施形態に係る多端子送電システムの構成図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
≪第１実施形態≫
＜多端子送電システムの構成＞
図１は、第１実施形態に係る多端子送電システム１００の構成図である。
なお、図１では、直流送電網Ｑ（連系送電網）を太めの実線で図示し、また、交流送電線ｈ１，ｈ２，ｈ３等の電力線を細めの実線で図示している。また、図１では、中央演算装置４０（演算装置）と各機器との間での「通信手段」を破線で図示している。前記した「通信手段」として、例えば、光ファイバを用いてよいし、また、無線通信を行ってもよい。
【００１１】
図１に示す多端子送電システム１００は、風力発電所Ｇ１，Ｇ２（電力系統）及び交流系統Ｇ３（電力系統）の間で、直流送電網Ｑ等を介して多端子送電を行うシステムである。図１に示すように、風力発電所Ｇ１は、交流遮断器１２（第１遮断器）、交直変換器１１（電力変換器）、及び直流遮断器１３（第２遮断器）を順次に介して直流送電網Ｑに接続されている。他の「電力系統」である風力発電所Ｇ２や交流系統Ｇ３についても同様である。
【００１２】
図１に示すように、多端子送電システム１００は、電力変換所１０，２０，３０と、中央演算装置４０と、を備えている。
電力変換所１０は、風力発電所Ｇ１と直流送電網Ｑとの間での電力変換を行う設備であり、その交流側が交流送電線ｈ１を介して風力発電所Ｇ１に接続され、直流側が直流送電網Ｑに接続されている。図１に示すように、電力変換所１０は、交直変換器１１と、交流遮断器１２と、直流遮断器１３と、制御装置１４と、を備えている。
【００１３】
交直変換器１１は、交流電力及び直流電力の一方から他方への電力変換を行う電力変換器である。この交直変換器１１は、風力発電所Ｇ１から供給される交流電力を直流電力に変換し、変換後の直流電力を直流送電網Ｑに出力する機能を有している。また、交直変換器１１は、風力発電所Ｇ１で発電が行われていないときに、直流送電網Ｑを介して供給される直流電力を交流電力に変換し、変換後の交流電力を風力発電所Ｇ１の各機器（図示しない制御装置や電力変換器）に出力する機能も有している。
【００１４】
図２は、多端子送電システム１００が備える交直変換器１１の構成図である。
交直変換器１１は、２レベルの自励式電力変換器であり、ブリッジ回路Ｔと、コンデンサＮと、を備えている。
ブリッジ回路Ｔは、ブリッジ形に接続された自己消弧型のスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６と、スイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６のそれぞれに逆並列に接続される還流ダイオードＤ１〜Ｄ６と、を備えている。
【００１５】
ブリッジ回路Ｔは、スイッチング素子Ｓ１，Ｓ２が直列接続されてなる第１レグと、スイッチング素子Ｓ３，Ｓ４が直列接続されてなる第２レグと、スイッチング素子Ｓ５，Ｓ６が直列接続されてなる第３レグと、が並列接続された構成になっている。スイッチング素子Ｓ１，Ｓ２の接続点ｃｕは、交流側端子ｅｕを介して交流遮断器１２（図１参照）に接続されている。なお、他の接続点ｃｖ，ｃｗについても同様である。
また、自己消弧型のスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６として、例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Ｇ１te Bipolar Transistor）を用いることができるが、これに限定されるものではない。
【００１６】
コンデンサＮは、ブリッジ回路Ｔから印加される電圧を平滑化するものであり、ブリッジ回路Ｔの直流側に並列接続されている。コンデンサＮの正極は、上アームのスイッチング素子Ｓ１，Ｓ３，Ｓ５のコレクタに接続されるとともに、直流側端子ｅａを介して直流遮断器１３（図１参照）に接続されている。コンデンサＮの負極は、下アームのスイッチング素子Ｓ２，Ｓ４，Ｓ６のエミッタに接続されるとともに、直流側端子ｅｃを介して直流遮断器１３（図１参照）に接続されている。
【００１７】
図２に示す制御装置１４は、後記する中央演算装置４０からの指令に基づいて、スイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６の点弧・消弧を制御する装置である。また、制御装置１４は、中央演算装置４０からの指令に基づいて、交流遮断器１２や直流遮断器１３を制御する機能も有している。
【００１８】
制御装置１４は、図示はしないが、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、各種インタフェース等の電子回路を含んで構成されている。そして、ＲＯＭに記憶されたプログラムを読み出してＲＡＭに展開し、ＣＰＵが各種処理を実行するようになっている。
【００１９】
図２に示すように、制御装置１４は、配線ｋを介してコンデンサＮに並列接続されている。この配線ｋを介して制御装置１４に電力が供給され、制御装置１４が起動される。なお、制御装置１４の起動については後記する。
【００２０】
再び、図１に戻って説明を続ける。
交流遮断器１２は、交直変換器１１と風力発電所Ｇ１との接続・遮断を行う機器である。直流遮断器１３は、交直変換器１１と直流送電網Ｑとの接続・遮断を行う機器である。なお、交流遮断器１２及び直流遮断器１３は、制御装置１４によって制御されるが、場合によっては、この制御装置１４を経由せずに中央演算装置４０によって制御されることもある。
【００２１】
電力変換所２０は、その交流側が交流送電線ｈ２を介して風力発電所Ｇ２に接続され、直流側が直流送電網Ｑに接続されている。
電力変換所３０は、その交流側が交流送電線ｈ３を介して交流系統Ｇ３に接続され、直流側が直流送電網Ｑに接続されている。
なお、電力変換所２０，３０の構成については、前記した電力変換所１０と同様であるから説明を省略する。
【００２２】
中央演算装置４０は、交流遮断器１２，２２，３２、直流遮断器１３，２３，３３、及び制御装置１４，２４，３４に所定の指令信号を送信する装置である。中央演算装置４０は、図示はしないが、ＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、各種インタフェース等の電子回路を含んで構成されている。そして、ＲＯＭに記憶されたプログラムを読み出してＲＡＭに展開し、ＣＰＵが各種処理を実行するようになっている。なお、中央演算装置４０が実行する処理については後記する。
【００２３】
＜多端子送電システムにおける処理＞
次に、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われておらず、電力変換所１０，２０，３０に給電されていない状態で、交流系統Ｇ３からの給電によって各機器を起動させる処理について、図３を用いて説明する。ちなみに、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われていないときとは、風車（図示せず）が停止又は遊転しているときや、風力発電所Ｇ１，Ｇ２のメンテナンス時等である。
【００２４】
図３は、多端子送電システム１００における処理の流れを示すフローチャートである（適宜、図１を参照）。
なお、ステップＳ１０１の「システム起動開始」時には、前記したように、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われておらず、また、電力変換所１０，２０，３０（制御装置１４，２４，３４を含む。）にも給電されていないものとする。また、交流遮断器１２，２２，３２及び直流遮断器１３，２３，３３は、全て開放状態であるものとする。
【００２５】
図３のステップＳ１０１において中央演算装置４０は、システム起動を開始する。つまり、中央演算装置４０は、電力変換所１０，２０，３０の各機器を起動するための処理を開始する。例えば、電力変換所１０，２０，３０に設置された各種センサ（図示せず）の検出値に基づき、電力変換所１０，２０，３０への給電が行われていないと判定したとき、中央演算装置４０は、ステップＳ１０１でシステム起動を開始する。
【００２６】
ステップＳ１０２において中央演算装置４０は、電力変換所３０の各機器を起動させるために、交流遮断器３２に投入指令を送信する。
ステップＳ１０３では、前記した投入指令によって、交流遮断器３２が実際に投入される。
【００２７】
このように交流遮断器３２が投入されることで（Ｓ１０３）、ステップＳ１０４において、交直変換器３１等が交流側から起動される。つまり、交流系統Ｇ３からの給電によって交直変換器３１及び制御装置３４が起動される。なお、交直変換器３１は、図２に示す交直変換器１１と同様の構成であるから、以下では図２を用いて、交直変換器３１等の起動について説明する。
【００２８】
図２に示すスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６は、前記したように、自己消弧型の素子であるため、制御装置３４（図１参照）が起動していないときには消弧状態になっている。その後、交流遮断器３２が投入され（Ｓ１０３）、図２に示す交流側端子ｅｕ，ｅｖ，ｅｗを介して交流電力が供給されると、交直変換器３１が備えるブリッジ回路Ｔが三相ダイオード整流器として機能する。その結果、ブリッジ回路Ｔ、コンデンサＮ及び配線ｋを介して制御装置３４に直流電力が供給され、制御装置３４が起動される。また、コンデンサＮに電荷が蓄えられ、コンデンサＮの極板間の電圧が上昇する。このようにして、交直変換器３１及び制御装置３４が交流側から起動される。
【００２９】
図３のステップＳ１０５において中央演算装置４０は、直流遮断器３３を投入する。これによって、交流系統Ｇ３から直流送電網Ｑを介して電力変換所１０，２０に給電することが可能になる。
【００３０】
ステップＳ１０６において制御装置３４は、中央演算装置４０に起動完了信号を送信する。つまり、制御装置３４は、自身を含めて電力変換所３０の各機器が起動したことを中央演算装置４０に通知する。
なお、図３では省略したが、交直変換器３１が備えるコンデンサＮ（図２参照）の極板間の電位差が所定値に達した後、制御装置３４はスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６（図２参照）のスイッチングを開始する。
【００３１】
ステップＳ１０７では、直流送電網Ｑの充電が行われる。例えば、多端子送電システム１００において、風力発電所Ｇ１が洋上に設置され、直流送電網Ｑを介して陸上に送電する場合、直流送電網Ｑとして海底ケーブルを用いることが多い。中央演算装置４０は、直流送電網Ｑの充電容量に基づき、ステップＳ１０７において直流送電網Ｑの電位が安定するまで待機する。
【００３２】
次に、ステップＳ１０８において中央演算装置４０は、電力変換所１０の各機器を起動させるために、直流遮断器１３に投入指令を送信する。
ステップＳ１０９では、前記した投入指令によって、直流遮断器１３が実際に投入される。
【００３３】
このように直流遮断器１３が投入されることで（Ｓ１０９）、ステップＳ１１０において、交直変換器１１等が直流側から起動される。つまり、直流送電網Ｑを介した給電によって、交直変換器１１及び制御装置１４が起動される。
【００３４】
図２に示すように、交直変換器１１の制御装置１４は、コンデンサＮに並列接続されている。したがって、直流遮断器１３が投入されることで（Ｓ１０９）、コンデンサＮが充電され、交直変換器１１が起動する。また、配線ｋを介した給電によって、制御装置１４が起動する。
【００３５】
次に、図３のステップＳ１１１において中央演算装置４０は、交流遮断器１２を投入する。これによって、交流送電線ｈ１を介して風力発電所Ｇ１の各機器（図示しない制御装置や電力変換器）に給電される。その結果、風力発電所Ｇ１で発電を行うことが可能になる。
ステップＳ１１２において制御装置１４は、中央演算装置４０に起動完了信号を送信する。
【００３６】
次に、ステップＳ１１３において中央演算装置４０は、電力変換所２０の各機器を起動させるために、直流遮断器２３に投入指令を送信する。
ステップＳ１１４では、前記した投入指令によって、直流遮断器２３が実際に投入される。
【００３７】
このように直流遮断器２３が投入されることで（Ｓ１１４）、ステップＳ１１５において、交直変換器２１等が直流側から起動される。つまり、直流送電網Ｑを介した給電によって、交直変換器２１及び制御装置２４が起動される。
ステップＳ１１６において中央演算装置４０は、交流遮断器２２を投入する。これによって、交流送電線ｈ２を介して風力発電所Ｇ２の各機器に給電される。
ステップＳ１１７において制御装置２４は、中央演算装置４０に起動完了信号を送信する。
【００３８】
このようにして中央演算装置４０は、風力発電所Ｇ１，Ｇ２及び交流系統Ｇ３のうち、給電可能な交流系統Ｇ３からの給電によって、交直変換器１１，２１，３１及び制御装置１４，２４，３４を起動させる（Ｓ１０４，Ｓ１１０，Ｓ１１５）。
また、中央演算装置４０は、給電可能な交流系統Ｇ３から、起動後の交直変換器３１，１１を介して風力発電所Ｇ１への給電を行った後（Ｓ１０１〜Ｓ１１２）、起動後の交直変換器３１，２１を介して風力発電所Ｇ２への給電を行う（Ｓ１１３〜Ｓ１１７）。このようにして、風力発電所Ｇ１，Ｇ２への給電が順次に行われる。
【００３９】
ステップＳ１１８において中央演算装置４０は、電力変換所１０，２０，３０の全てにおいて、各機器の起動が完了した（全所起動完了）と判定する。
ステップＳ１１９において中央演算装置４０は、システム起動を完了する。つまり、中央演算装置４０は、多端子送電システム１００の各機器の起動を完了する。
【００４０】
なお、多端子送電システム１００の各機器の起動が完了した後は、例えば、周知の潮流計算に基づいて、風力発電所Ｇ１，Ｇ２及び交流系統Ｇ３の間で電力の授受が行われる。
【００４１】
＜効果＞
第１実施形態によれば、交流系統Ｇ３からの給電によって電力変換所１０，２０，３０の各機器を起動できるため、多端子送電システム１００の信頼性を従来よりも高めることができる。
【００４２】
また、電力変換所１０，２０，３０や風力発電所Ｇ１，Ｇ２に蓄電装置等の起動電源（図示せず）を設ける必要がないため、従来よりも設備コストを低減できる。例えば、風力発電所Ｇ１，Ｇ２が洋上に設置された洋上ウインドファームである場合には、設備面積や設備コストの観点から、起動電源（図示せず）の個数が少ないことが望ましい。本実施形態によれば、給電可能な交流系統Ｇ３から電力変換所１０，２０，３０の各機器を起動できるため、洋上ウインドファームの設備面積や設備コストが少なくて済む。
【００４３】
また、制御装置１４（図２参照）は、自励式の交直変換器１１の直流側に並列接続されている。したがって、前記したように、交直変換器１１の交流側からの給電によって制御装置１４を起動することもできるし、また、交直変換器１１の直流側からの給電によって制御装置１４を起動することもできる。なお、他の制御装置２４，３４の起動についても同様である。したがって、例えば、３つの電力系統（風力発電所Ｇ１，Ｇ２及び交流系統Ｇ３）のうち少なくとも一つから給電可能であれば、交直変換器１１，２１，３１を用いて、他の電力系統に給電できる。
【００４４】
≪第２実施形態≫
第２実施形態は、風力発電所Ｇ１，Ｇ２（図１参照）への給電を順次に行わずに、これらを並行して行う点が第１実施形態とは異なっているが、その他（多端子送電システム１００の構成等：図１参照）については第１実施形態と同様である。したがって、第１実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００４５】
図４は、第２実施形態に係る多端子送電システム１００における処理の流れを示すフローチャートである（適宜、図１を参照）。
なお、図４のステップＳ１０１〜Ｓ１０７の処理は第１実施形態（図３参照）と同様であるから、説明を省略する。
ステップＳ１０７で直流送電網Ｑが充電された後、ステップＳ２０１において中央演算装置４０は、直流遮断器１３に投入指令を送信するとともに、直流遮断器２３にも投入指令を送信する。
【００４６】
その後、電力変換所１０に関しては、直流遮断器１３の投入（Ｓ１０９）、交直変換器１１等の直流側からの起動（Ｓ１１０）、及び交流遮断器１２の投入（Ｓ１１１）が順次に行われ、中央演算装置４０に起動完了信号が送信される（Ｓ１１２）。他方の電力変換所２０についても同様である（Ｓ１１４〜Ｓ１１７）。このようにして中央演算装置４０は、給電可能な交流系統Ｇ３から、起動後の交直変換器３１，１１を介した風力発電所Ｇ１への給電と、起動後の交直変換器３１，２１を介した風力発電所Ｇ２への給電と、を並行して行う。これによって、交直変換所１０，２０の各機器の起動に要する時間を第１実施形態よりも短縮できる。
【００４７】
図４において、制御装置１４，２４からの起動完了信号（Ｓ１１２、Ｓ１１７）を受信した後、中央演算装置４０は、電力変換所１０，２０，３０の全てにおいて、各機器の起動が完了したと判定し（Ｓ１１８）、システム起動を完了する（Ｓ１１９）。
【００４８】
＜効果＞
第２実施形態によれば、電力変換所１０及び風力発電所Ｇ１への給電と、電力変換所２０及び風力発電所Ｇ２への給電と、が並行して行われる（Ｓ２０１、Ｓ１０９〜Ｓ１１７）。したがって、これらの給電を順次に行う第１実施形態よりも、各機器の起動に要する時間を短縮できる。
【００４９】
≪第３実施形態≫
第３実施形態は、交流系統Ｇ３（図５参照）で停電等が生じて、交流系統Ｇ３から給電できず、さらに風力発電所Ｇ１，Ｇ２でも発電が行われていないときに、起動電源Ｐ３（図５参照）からの給電によって各機器を起動する点が第１実施形態とは異なっている。なお、その他の点ついては第１実施形態と同様である。したがって、第１実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００５０】
図５は、第３実施形態に係る多端子送電システム１００Ａの構成図である。
多端子送電システム１００Ａは、第１実施形態で説明した構成（図１参照）に起動電源Ｐ３及び交流遮断器Ｋ３（第３遮断器）を追加した構成になっている。図５に示すように、電力変換所３０Ａは、交直変換器３１と、交流遮断器３２と、直流遮断器３３と、制御装置３４と、起動電源Ｐ３と、交流遮断器Ｋ３と、を備えている。
【００５１】
起動電源Ｐ３は、蓄電装置やディーゼル発電機等の電源である。なお、起動電源Ｐ３として蓄電装置を用いる場合には、この蓄電装置から供給される直流電力を交流電力に変換する電力変換器（図示せず）が別途設けられているものとする。
【００５２】
交流遮断器Ｋ３は、交直変換器３１と起動電源Ｐ３との接続・遮断を行う機器である。図５に示す例では、交直変換器３１と交流遮断器３２とを接続する３相の配線ｉに交流遮断器Ｋ３が接続されている。交流遮断器Ｋ３は、中央演算装置４０からの指令信号によって制御される。
【００５３】
図５に示す交流系統Ｇ３で停電等が生じて電力供給が止まり、また、風力発電所Ｇ１，Ｇ２においても発電が行われていない場合、中央演算装置４０は、交流遮断器Ｋ３を投入する。なお、起動電源Ｐ３としてディーゼル発電機を用いる場合には、このディーゼル発電機を起動した後、中央演算装置４０は交流遮断器Ｋ３を投入する。
【００５４】
交流遮断器Ｋ３が投入されると、この交流遮断器Ｋ３を介して起動電源Ｐ３から交直変換器３１及び制御装置３４に給電され、これらの機器が起動する。その後、中央演算装置４０は、第１実施形態で説明したステップＳ１０５〜Ｓ１１９の処理（図３参照）を順次に行う。これによって、前記した交直変換器３１及び制御装置３４の他に、交直変換器１１，２１及び制御装置１４，２４にも給電され、これらの機器が起動する。さらに、風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器にも給電される。風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器が起動して発電が行われるようになった後、中央演算装置４０は、交流遮断器Ｋ３を開放し、交流遮断器３２を投入する。これによって、風力発電所Ｇ１，Ｇ２の発電電力が交流系統Ｇ３に供給される。
【００５５】
なお、風力発電所Ｇ１，Ｇ２への給電に先立って、起動電源Ｐ３から交流遮断器Ｋ３及び交流遮断器３２を介して交流系統Ｇ３に給電し、交流系統Ｇ３を先に復旧させてもよい。交流系統Ｇ３の復旧後、中央演算装置４０は交流遮断器Ｋ３を開放し、さらに、第１実施形態で説明したステップＳ１０５〜Ｓ１１９の処理（図３参照）を順次に行う。これによって、復旧した交流系統Ｇ３からの電力を風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器に供給し、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電できる状態に戻すことができる。
【００５６】
＜効果＞
第３実施形態によれば、交流系統Ｇ３で停電等が生じ、さらに風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われていない状況でも、起動電源Ｐ３を用いて電力変換所１０，２０，３０Ａ等に給電し、各機器を起動できる。
【００５７】
≪第４実施形態≫
第４実施形態は、電力変換所３０Ａ（図５参照）に代えて、風力発電所Ｇ１に連系している電力変換所１０Ｂ（図６参照）に起動電源Ｐ１及び交流遮断器Ｋ１（第３遮断器）を設ける点が、第３実施形態とは異なっている。なお、その他の点については第３実施形態と同様である。したがって、第３実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００５８】
図６は、第４実施形態に係る多端子送電システム１００Ｂの構成図である。
図６に示すように、電力変換所１０Ｂは、交直変換器１１と、交流遮断器１２と、直流遮断器１３と、制御装置１４と、起動電源Ｐ１と、交流遮断器Ｋ１と、を備えている。
【００５９】
起動電源Ｐ１は、蓄電装置やディーゼル発電機等の電源である。
交流遮断器Ｋ１は、交直変換器１１と起動電源Ｐ１との接続・遮断を行う機器である。図６に示す例では、交直変換器１１と交流遮断器１２とを接続する３相の配線ｊに交流遮断器Ｋ１が接続されている。交流遮断器Ｋ１は、中央演算装置４０からの指令信号によって制御される。
【００６０】
図６に示す交流系統Ｇ３で停電等が生じて電力供給が止まり、また、風力発電所Ｇ１，Ｇ２においても発電が行われていないものとする。このような場合に中央演算装置４０は、起動電源Ｐ１（例えば、ディーゼル発電機）を起動し、さらに交流遮断器Ｋ１を投入する。これによって、交直変換器１１及び制御装置１４が交流側から起動される。そして、中央演算装置４０は、直流遮断器１３，２３，３３を投入し、電力変換所２０，３０の各機器を直流側から起動する。このように電力変換所１０Ｂ，２０，３０の各機器を起動させた後は、交流系統Ｇ３を復旧させてから風力発電所Ｇ１，Ｇ２に給電してもよいし、また、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電を行えるようにしてから交流系統Ｇ３に給電してもよい。
【００６１】
＜効果＞
第４実施形態によれば、交流系統Ｇ３で停電等が生じ、さらに風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われていない状況でも、起動電源Ｐ１を用いて電力変換所１０Ｂ，２０，３０等に給電し、各機器を起動できる。
【００６２】
≪第５実施形態≫
第５実施形態は、電力変換所１０Ｃ，２０Ｃ，３０Ｃ（図７参照）において交流−交流変換を行う点と、電力変換所１０Ｃ，２０Ｃ，３０Ｃに接続される「連系送電網」が交流送電網Ｒである点と、が第１実施形態とは異なっている。なお、その他の点については第１実施形態と同様である。したがって、第１実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００６３】
図７は、第５実施形態に係る多端子送電システム１００Ｃの構成図である。
図７に示すように、多端子送電システム１００Ｃは、電力変換所１０Ｃ，２０Ｃ，３０Ｃと、中央演算装置４０と、を備えている。
【００６４】
電力変換所１０Ｃは、風力発電所Ｇ１と交流送電網Ｒとの間での電力変換を行う設備である。図７に示すように、電力変換所１０Ｃは、交流−交流変換器１５（電力変換器）と、交流遮断器１２（第１遮断器）と、交流遮断器１６（第２遮断器）と、制御装置１４と、を備えている。
【００６５】
交流−交流変換器１５は、自身に入力される交流電力の電圧及び電流を変化させ、変化後の交流電力を出力する２レベルの自励式電力変換器である。この交流−交流変換器１５は、風力発電所Ｇ１から供給される交流電力を所定の電圧・電流の交流電力に変換し、変換後の交流電力を交流送電網Ｒに出力する機能を有している。また、交流−交流変換器１５は、風力発電所Ｇ２で発電が行われていないときに、交流送電網Ｒを介して自身に供給される交流電力を所定の電圧・電流の交流電力に変換し、変換後の交流電力を風力発電所Ｇ１の各機器に出力する機能も有している。
【００６６】
図８は、多端子送電システム１００Ｃが備える交流−交流変換器１５の構成図である。図８に示すように、交流−交流変換器１５は、交直変換器１５１（第１交直変換器）と、交直変換器１５２（第２交直変換器）と、を備えている。
交直変換器１５１は、交流電力及び直流電力の一方から他方への変換を行う電力変換器である。より詳しく説明すると、交直変換器１５１は、自己消弧型の複数のスイッチング素子（図示せず）と、コンデンサ（図示せず）と、備える自励式の２レベル変換器であり、第１実施形態で説明した交直変換器１１（図２参照）と同様の構成になっている。なお、他方の交直変換器１５２についても同様である。
【００６７】
図８に示すように、交直変換器１５１の交流側は、３相の交流接続端子ｆｅ及び交流遮断器１２（第１遮断器：図７参照）を介して、風力発電所Ｇ１（電力系統：図７参照）に接続されている。
交直変換器１５１の直流側は、他方の交直変換器１５２の直流側に接続されている。
交直変換器１５２の交流側は、３相の交流接続端子ｇｅ及び交流遮断器１６（第２遮断器：図７参照）を介して、交流送電網Ｒ（連系送電網：図７参照）に接続されている。
【００６８】
図８に示す制御装置１４は、交直変換器１５１，１５２等を制御する機能を有している。制御装置１４は、配線ｎを介して交直変換器１５１の直流側に並列接続されるとともに、この配線ｎを介して交直変換器１５２の直流側にも並列接続されている。
【００６９】
図７に示す交流遮断器１６は、交流−交流変換器１５と交流送電網Ｒとの接続・遮断を行う機器である。交流遮断器１６は、中央演算装置４０や、起動後の制御装置１４によって制御される。なお、他の電力変換所２０Ｃ，３０Ｃについては電力変換所１０Ｃと同様の構成であるから、説明を省略する。
【００７０】
例えば、風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われておらず、電力変換所１０Ｃ，２０Ｃ，３０Ｃに給電されていない場合、中央演算装置４０は、第１実施形態と同様の処理（図３参照）を行う。これによって、交流系統Ｇ３からの電力が、電力変換所３０Ｃ、交流送電網Ｒ、交流遮断器１６、及び、図８に示す配線ｎを順次に介して制御装置１４に供給され、制御装置１４が起動する。また、交直変換器１５１，１５２が備えるコンデンサ（図示せず）が、それぞれ充電される。このようにして、電力変換所１０Ｃの各機器が起動され、また、電力変換所２０Ｃ，３０Ｃの各機器も起動される。さらに、風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器にも給電される。
【００７１】
＜効果＞
第５実施形態によれば、「連系送電網」として交流送電網Ｒを用いる場合でも、交流系統Ｇ３からの給電によって、電力変換所１０Ｃ，２０Ｃ，３０Ｃや風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器を起動できる。また、風力発電所Ｇ１，Ｇ２等に起動電源（図示せず）を設けずとも、前記した起動を行うことができるため、風力発電所Ｇ１，Ｇ２の設備面積や設備コストを従来よりも低減できる。
【００７２】
≪第６実施形態≫
第６実施形態は、電力変換所１０Ｄ，２０Ｄ（図９参照）において直流−直流変換を行う点が第１実施形態とは異なっているが、その他については第１実施形態と同様である。したがって、第１実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００７３】
図９は、第６実施形態に係る多端子送電システム１００Ｄの構成図である。
図９に示すように、多端子送電システム１００Ｄは、電力変換所１０Ｄ，２０Ｄ，３０と、中央演算装置４０と、を備えている。
【００７４】
電力変換所１０Ｄは、直流−直流変換器１７（電力変換器）と、直流遮断器１８（第１遮断器）と、直流遮断器１３（第２遮断器）と、切替回路１９と、電力計Ｗ１１（第１電力計）と、電力計Ｗ１２（第２電力計）と、制御装置１４と、を備えている。
【００７５】
直流−直流変換器１７は、自身に入力される直流電力の電圧及び電流を変化させ、変化後の直流電力を出力する周知の自励式電力変換器である。
直流遮断器１８は、直流−直流変換器１７と風力発電所Ｇ１との接続・遮断を行う機器である。
【００７６】
切替回路１９は、風力発電所Ｇ１から直流遮断器１８を介して制御装置１４への給電を行うか、又は、直流送電網Ｑ及び直流遮断器１３を介して制御装置１４への給電を行うか、を切り替える回路である。図９に示すように、切替回路１９は、制御装置１４に接続されるとともに、直流−直流変換器１７の入力側・出力側に接続されている。
【００７７】
電力計Ｗ１１は、風力発電所Ｇ１から直流−直流変換器１７に供給される電力を検出するものである。図９に示す例では、直流−直流変換器１７と直流遮断器１８とを接続する配線ｑに電力計Ｗ１１が接続されている。電力計Ｗ１１の検出値は、中央演算装置４０に送信される。
【００７８】
電力計Ｗ１２は、直流送電網Ｑを介して直流−直流変換器１７に供給される電力を検出するものである。図９に示す例では、直流−直流変換器１７と直流遮断器１３とを接続する配線ｒに電力計Ｗ１２が接続されている。電力計Ｗ１２の検出値は、中央演算装置４０に送信される。
【００７９】
なお、電力変換所２０Ｄは、前記した電力変換所１０Ｄと同様の構成であり、また、電力変換所３０は、第１実施形態（図１参照）で説明したものと同様であるから、これらについての説明を省略する。ちなみに、風力発電所Ｇ１，Ｇ２には、図示はしないが、交流電力（発電電力）を直流電力に変換する交直変換器が設けられている。
【００８０】
次に、切替回路１９を介して制御装置１４に給電する処理について説明する。
風力発電所Ｇ１，Ｇ２及び交流系統Ｇ３のうち少なくとも一つから給電可能であるが、電力変換所１０Ｄの各機器に給電されていない場合、中央演算装置４０は、次の処理を実行する。すなわち、中央演算装置４０は、風力発電所Ｇ１から制御装置１４に給電可能であるか、それとも、直流送電網Ｑを介して制御装置１４に給電可能であるか、を電力計Ｗ１１，Ｗ１２の検出値に基づいて判定する。なお、この判定を行う際、直流遮断器１３，１８が投入されているものとする。
【００８１】
そして、中央演算装置４０は、前記した判定の結果に基づいて、制御装置１４への給電が行われるように切替回路１９を制御する。これによって、切替回路１９を介して制御装置１４に給電され、制御装置１４が起動する。なお、他方の電力変換所２０Ｄが備える制御装置２４の起動についても同様である。
【００８２】
＜効果＞
第６実施形態によれば、電力変換所１０Ｄ，２０Ｄにおいて直流−直流変換を行う構成でも、例えば、交流系統Ｇ３からの電力を用いて、電力変換所１０Ｄ，２０Ｄ，３０や風力発電所Ｇ１，Ｇ２の各機器を起動できる。また、風力発電所Ｇ１と電力変換所１０Ｄとの間や、風力発電所Ｇ２と電力変換所２０Ｄとの間で直流送電が行われるため、交流送電を行う場合と比較して、送電に伴う損失を低減できる。
【００８３】
≪第７実施形態≫
第７実施形態は、直流遮断器ＫＥ（第４遮断器：図１０参照）を介して直流送電網Ｑに接続される起動電源ＰＥ（図１０参照）を設ける点が第１実施形態とは異なるが、その他については第１実施形態と同様である。したがって、第１実施形態とは異なる部分について説明し、重複する部分については説明を省略する。
【００８４】
図１０は、第７実施形態に係る多端子送電システム１００Ｅの構成図である。
図１０に示すように、多端子送電システム１００Ｅは、電力変換所１０，２０，３０と、中央演算装置４０と、起動電源ＰＥと、直流遮断器ＫＥと、を備えている。
【００８５】
起動電源ＰＥは、蓄電装置やディーゼル発電機等の電源である。
直流遮断器ＫＥは、直流送電網Ｑと起動電源ＰＥとの接続・遮断を行う機器である。直流遮断器ＫＥは、中央演算装置４０からの指令信号によって制御される。
【００８６】
例えば、図１０に示す交流系統Ｇ３で停電等が生じて電力供給が止まり、また、風力発電所Ｇ１，Ｇ２においても発電が行われていないものとする。このような場合、中央演算装置４０は、直流遮断器ＫＥを投入するとともに、直流遮断器１３，２３，３３（第２遮断器）を投入する。
【００８７】
例えば、直流遮断器ＫＥ，１３の投入によって、起動電源ＰＥから直流遮断器ＫＥ等を介して、交直変換器１１及び制御装置１４に給電される。これによって、交直変換器１１及び制御装置１４が起動する。なお、電力変換所２０，３０の各機器の起動についても同様である。
【００８８】
＜効果＞
第７実施形態によれば、交流系統Ｇ３で停電等が生じ、さらに風力発電所Ｇ１，Ｇ２で発電が行われていない状況でも、起動電源ＰＥを用いて電力変換所１０，２０，３０等に給電し、各機器を起動できる。
【００８９】
≪変形例≫
以上、本発明に係る多端子送電システム１００等について各実施形態により説明したが、本発明はこれらの記載に限定されるものではなく、種々の変更を行うことができる。例えば、それぞれの実施形態では、各電力変換器（例えば、図１に示す交直変換器１１，１２，１３）が自励式の２レベル変換器である場合について説明したが、これに限らない。すなわち、各電力変換器として、自励式の３レベル変換器やモジュラーマルチレベル変換器を用いてもよい。このような構成でも、電力変換器の直流側に制御装置を並列接続することで、直流側・交流側のいずれからでも制御装置に給電でき、この制御装置を起動できる。
【００９０】
また、各実施形態では、「連系送電網」（例えば、図１に示す直流送電網Ｑ）に３つの「電力系統」（風力発電所Ｇ１，Ｇ２及び交流系統Ｇ３）が接続される構成について説明したが、これに限らない。すなわち、４つ以上の電力系統が連系送電網に接続される構成にも、各実施形態を適用できる。
【００９１】
また、第３実施形態では、交直変換器３１（図５参照）と交流遮断器３２とを接続する配線ｉに、交流遮断器Ｋ３を介して起動電源Ｐ３を接続する構成について説明したが、これに限らない。すなわち、交直変換器３１と直流遮断器３３とを接続する配線に、交流遮断器（図示せず）を介して起動電源Ｐ３を接続してもよい。なお、第４実施形態（図６参照）についても同様のことがいえる。
【００９２】
また、各実施形態では、交直変換器１１等に用いる自己消弧型のスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６（図２参照）としてＩＧＢＴを用いる場合について説明したが、これに限らない。すなわち、自己消弧型のスイッチング素子Ｓ１〜Ｓ６として、例えば、ＦＥＴ（Field Effect Transistor）やバイポーラトランジスタを用いてもよい。
【００９３】
また、各実施形態は、適宜組み合わせることができる。例えば、第２実施形態と第３実施形態とを組み合わせ、多端子送電システム１００Ａ（図５参照）の各機器に起動電源Ｐ３から給電する際（第３実施形態）、交直変換器１１を介した風力発電所Ｇ１への給電と、交直変換器２１を介した風力発電所Ｇ２への給電と、を並行して行ってもよい（第２実施形態）。
【００９４】
また、各実施形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に記載したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されない。また、実施形態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。また、前記した機構や構成は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての機構や構成を示しているとは限らない。
【００９５】
また、電力線や信号線は説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての電力線や信号線を示しているとは限らない。実際には殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
【符号の説明】
【００９６】
１００，１００Ａ，１００Ｂ，１００Ｃ，１００Ｄ，１００Ｅ  多端子送電システム
１１，２１，３１  交直変換器（電力変換器）
Ｔ  ブリッジ回路
Ｓ１，Ｓ２，Ｓ３，Ｓ４，Ｓ５，Ｓ６  スイッチング素子
Ｄ１，Ｄ２，Ｄ３，Ｄ４，Ｄ５，Ｄ６  還流ダイオード
Ｎ  コンデンサ
１２，２２，３２  交流遮断器（第１遮断器）
１３，２３，３３  直流遮断器（第２遮断器）
１４，２４，２３  制御装置
１５  交流−交流変換器（電力変換器）
１５１  交直変換器（第１交直変換器）
１５２  交直変換器（第２交直変換器）
１６  交流遮断器（第２遮断器）
１７  直流−直流変換器（電力変換器）
１８  直流遮断器（第１遮断器）
１９  切替回路
４０  中央演算装置（演算装置）
Ｇ１，Ｇ２  風力発電所（電力系統）
Ｇ３  交流系統（電力系統）
Ｋ１，Ｋ３  交流遮断器（第３遮断器）
ＫＥ  直流遮断器（第４遮断器）
Ｐ１，Ｐ３，ＰＥ  起動電源
Ｑ  直流送電網（連系送電網）
Ｒ  交流送電網（連系送電網）
Ｗ１１  電力計（第１電力計）
Ｗ１２  電力計（第２電力計）
ｋ  配線
ｎ  配線
【図１】
0006674313.tif 000002
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
0006674313.tif 000008
【図８】
0006674313.tif 000009
【図９】
0006674313.tif 000010
【図１０】
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