JP7688482B2 - 電力変換装置、制御方法、及びプログラム - Google Patents

Description

本発明の実施形態は、電力変換装置、制御方法、及びプログラムに関する。

近年、再生可能エネルギーの利用が促進されており、洋上で風力発電させた電力を利用する技術の開発が盛んに行われている。このような技術では、洋上に建設された風力発電所で発電された電力が陸上の交流系統に送電される。交流系統までの送電が長距離となる場合、高圧直流（ＨＶＤＣ（High Voltage Direct Current））送電が適用される。これにより送電を効率的に行うことができる。ＨＶＤＣ送電を行う場合、風力発電所で発電された交流電力を、交直変換器（以下、単に変換器と呼ぶ場合もある）で直流電力に電力変換し、変換した直流電力を直流電力系統に連系させることによって、陸上の交流系統と連系されている他の変換器に送電する。

以下では、ＨＶＤＣ送電に用いられる変換器、及び変換器に接続される直流送電路に設けられる周辺機器（電流計測器、リアクトル、及び直流遮断器など）を含む設備を、「端子」と称する。また、変換器と端子とを区別しない場合には、端子のことを、「変換器」と称する場合がある。

従来のＨＶＤＣ送電では、距離の離れた２つの変換器を１組の直流送電路で接続させることによる、一対一の送受電を行う二端子直流送電が行われていた。しかし、近年の技術向上により、複数の変換器間で相互に電力の融通を行う多端子ＨＶＤＣシステムが行われるようになった。多端子ＨＶＤＣシステムでは、１つの変換器が、直流系統を介して、他の複数の変換器と接続される。このため、洋上の風力発電所から交流系統までの送電ルートを複数確保することができ、送電ルートを多様にすることができる。

国際公開第２０１８／１５４７８３号

萩原誠・赤城 泰文「モジュラー・マルチレベル変換器（ＭＭＣ）のＰＷＭ制御法と動作検証」、電気学会論文誌Ｄ産業応用部門誌）、１２８巻７号、ｐｐ．９５７－９６５（２００８－７）

多端子ＨＶＤＣシステムにおいて、直流ケーブル区間上で事故が発生する場合がある。この場合、送電可能な電力量が低下したり、受電側変換器が事故や故障で停止されたりする。この場合、システム全体として受電可能な電力量が低下することがある。このような非定常な状態が発生した際に、直流送電システムが定格運転を継続させていると、電力授受にアンバランスが生じる場合がある。例えば、送電側の変換器（以下、送電端と称する）が出力する送電電力の総量が、受電側の変換器（以下、受電端と称する）で受電可能な電力の総量を超過（以下、送電量過剰と称する）する場合がある。電力授受にアンバランスが生じた結果、いずれかの変換器が過電圧により長時間停止してしまう可能性がある。

変換器が長時間停止されると発電の機会損失となってしまう。送電量過剰な状態にならないように、いくつかの送電端を安全に停止させ、送電する電力量を速やかに低減させることによって過電圧を回避して発電の機会損失を防ぐ対策をとる必要がある。

本発明が解決しようとする課題は、他端子に事故が発生した場合に、自端子の変換器を停止させるか否かを決定することができ電力変換装置、制御方法、及びプログラムを提供する。

実施形態の電力変換装置は、三以上の電力変換装置が直流送電路によって接続された多端子直流送電システムを構成し、交流系統と直流系統との境界に設置される前記電力変換装置の各々である。電力変換装置は、交直変換器と、制御装置と、を持つ。交直変換器は、交流電力と直流電力とを互いに変換する。制御装置は、前記交直変換器を制御する。前記制御装置は、自装置（自電力変換装置）とは異なる他の電力変換装置の直流側において事故が発生したことを検知した場合に、自装置（自電力変換装置）の近傍の前記直流送電路に流れる電流値と前記直流送電路のインピーダンスから事故区間を検出し、前記電流値の時系列変化に基づいて前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したか否かを判定し、解列したと判定した場合に、前記多端子直流送電システムの送受電電力情報と前記事故区間の算定結果を基に、前記交直変換器を停止させるか否かを決定する。

実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１の構成の例を示すブロック図。 実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１の直流母線２０に事故が発生した状態を説明する図。 実施形態の制御装置６０が行う処理の流れを示すフローチャート。 図３のフローチャートにおけるステップＳ１１０の処理を説明する図。 図３のフローチャートにおけるステップＳ１２０の処理を説明する図。 実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１の直流母線２０に事故が発生した状態を説明する図。 図３のフローチャートにおけるステップＳ１４０の処理を説明する図。 図３のフローチャートにおけるステップＳ１６０の処理を説明する図。 図３のフローチャートにおけるステップＳ１７０の処理を説明する図。 実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１における端子１００を流れる電流の時系列変化の例を示す図。 実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１における端子１００を流れる電流の時系列変化の例を示す図。 実施形態の変形例の多端子ＨＶＤＣシステム１Ａの構成の例を示すブロック図。 実施形態の変形例の制御装置６０が行う処理を説明する図。

以下、実施形態の電力変換装置、制御方法、及びプログラムを、図面を参照して説明する。以下では、実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１が、四つの端子（後述する端子１００－１～１００－４）を持ち、端子のそれぞれが直流系統と接続されることによって、ループ状の直流系統が構成される場合を例示して説明する。それぞれの端子は、「電力変換装置」の一例である。また、多端子ＨＶＤＣシステム１は「多端子直流送電システム」の一例である。また、実施形態を適用する上で、多端子ＨＶＤＣシステム１は、四つの端子に限らず、少なくとも三以上の端子を備えていればよい。また、多端子ＨＶＤＣシステム１の直流系統が、放射状、或いは網目状に構成されていてもよい。

図１は、実施形態の端子１００が適用される多端子ＨＶＤＣシステム１の構成の例を示すブロック図である。多端子ＨＶＤＣシステム１は、例えば、交流側変電設備２（交流側変電設備２－１～２－４）と、端子１００（端子１００－１～１００－４）と、直流系統２００とを備える。

交流側変電設備２は、交流電源、及び交流送電線などを含む交流系統の一部を構成するものである。交流側変電設備２のそれぞれは、いずれかの端子１００、及び直流系統２００を介して互いに接続される。例えば、交流側変電設備２－１は、端子１００－１、直流系統２００における直流送電路２０３、２０４及び端子１００－２を介して交流側変電設備２－２と接続される。交流側変電設備２－１は、端子１００－１、直流系統２００における直流送電路２０１、２０２、及び端子１００－３を介して交流側変電設備２－３と接続される。交流側変電設備２－１は、直流系統２００における直流送電路２０３、２０４及び端子１００－２、直流系統２００における直流送電路２０５、２０７、及び端子１００－４を介して交流側変電設備２－４と接続される。

端子１００は、多端子ＨＶＤＣシステム１における直流系統と交流系統との境界に設置されるものである。多端子ＨＶＤＣシステム１では、端子１００のそれぞれが、互いに電力を他の端子１００に供給する機能と、電力を他の端子１００から受け取る機能とを有する。しかしながら、ある端子１００には専ら発電設備が接続され、他の端子１００には専ら需要家が接続されるなど、電力の流れは概ね一定であることが多い。

以下では、専ら交流側から受け取った交流電力を直流電力に変換し、直流系統２００を介して他の端子１００に電力を供給する端子１００を「送電端」と称し、専ら直流系統２００を介して他の端子１００から電力を受け取り、交流電力に変換して交流側に供給する端子１００を「受電端」と称することによって区別する場合がある。本実施形態では、端子１００－１、１００－２が「送電端」であり、端子１００－３、１００－４が「受電端」であるものとする。送電端は、「送電装置」の一例である。受電端は、「受電装置」の一例である。また、本明細書で説明する機能は、専ら送電装置に関するものである。

直流系統２００は、例えば、直流送電路２０１～２０８を備える。直流送電路２０１～２０８は、直流電力を送電する。直流電力での送電は、交流電力での送電と比較して電力の損失を抑制できることから、特に大容量、且つ長距離の送電に適用される。直流送電路２０１～２０８は、ケーブル、架空送電線等の種類は問わない。なお、本実施形態では、直流送電路は、ある端子１００の直流母線２０と、別の端子１００の直流母線２０までの間を指している。例えば、直流送電路２０１は、直流母線２０－１から直流母線２０－３までの間を指している。直流送電路２０２は、直流母線２１－１から直流母線２１－３までの間を指している。直流送電路２０３は、直流母線２０－１から直流母線２０－２までの間を指している。直流送電路２０４は、直流母線２１－１から直流母線２１－２までの間を指している。直流送電路２０５は、直流母線２０－２から直流母線２０－４までの間を指している。直流送電路２０６は、直流母線２１－２から直流母線２１－４までの間を指している。直流送電路２０７は、直流母線２０－４から直流母線２０－３までの間を指している。直流送電路２０８は、直流母線２１－４から直流母線２１－３までの間を指している。直流送電路２０１～２０８は、「電気設備」の一例である。

端子１００は、例えば、交直変換器１０と、直流母線２０、２１と、電流検出器３０～３３と、リアクトル４０～４３と、直流遮断器５０～５３と、制御装置６０とを備える。例えば、端子１００－１は、交直変換器１０－１と、直流母線２０－１、２１－１と、電流検出器３０－１、３１－１、３２－１、３３－１と、リアクトル４０－１、４１－２、４２－１、４３－１と、直流遮断器５０－１、５１－１、５２－１、５３－１と、制御装置６０－１とを備える。電流検出器３０～３３と、リアクトル４０～４３と、直流遮断器５０～５３は、「電気設備」の一例である。リアクトル４０～４３は、「限流器」の一例である。

本実施形態では、直流母線２０に接続された構成が正極に対応し、直流母線２１に接続された構成が負極に対応するものとする。また、以下では、ハイフン以下の符号を適宜省略して説明する。

交直変換器１０は、交流電力と直流電力とを相互に変換する変換器であって、例えば自励式電力変換器である。

直流母線２０は、交直変換器１０の直流側に接続される。直流母線２０は、交直変換器１０の一方側に接続され、正極性の直流電圧が印加されている。直流母線２１は、交直変換器１０の他方側に接続され、負極性の直流電圧が印加されている。

直流母線２０は、電流検出器３０、３２、リアクトル４０、４２、及び直流遮断器５０、５２を介して、直流系統２００と接続される。直流母線２１は、電流検出器３１、３３、リアクトル４１、４３、及び直流遮断器５１、５３を介して、直流系統２００と接続される。例えば、直流母線２０－１は、電流検出器３０－１、リアクトル４０－１、及び直流遮断器５０－１を介して、直流送電路２０１と接続される。直流母線２０－１は、電流検出器３２－１、リアクトル４２－１、及び直流遮断器５２－１を介して、直流送電路２０３と接続される。直流母線２１－１は、電流検出器３１－１、リアクトル４１－１、及び直流遮断器５１－１を介して、直流送電路２０２と接続される。直流母線２１－１は、電流検出器３３－１、リアクトル４３－１、及び直流遮断器５３－１を介して、直流送電路２０４と接続される。

電流検出器３０、３２は、直流母線２０と直流系統２００との間に接続される。電流検出器３０、３２は、直流母線２０と直流系統２００との間に流れる電流値を検出する。例えば、電流検出器３０－１は、直流送電路２０１に流れる電流値を検出する。電流検出器３２－１は、直流送電路２０３に流れる電流値を検出する。電流検出器３０、３２は、検出した電流値を制御装置６０に出力する。電流検出器３１、３３は、直流母線２１と直流系統２００との間に接続される。電流検出器３１、３３は、直流母線２１と直流系統２００との間に流れる電流値を検出する。例えば、電流検出器３１－１は、直流送電路２０２に流れる電流値を検出する。電流検出器３３－１は、直流送電路２０４に流れる電流値を検出する。電流検出器３１、３３は、検出した電流値を制御装置６０に出力する。

リアクトル４０、４２は、直流母線２０と直流系統２００との間に接続される。リアクトル４０、４２は、直流母線２０と直流系統２００との間に流れる電流の急峻な変化を抑制する。リアクトル４１、４３は、直流母線２１と直流系統２００との間に接続される。リアクトル４１、４３は、直流母線２１と直流系統２００との間に流れる電流の急峻な変化を抑制する。リアクトル４０～４３は、例えば、事故時に発生する、変化の激しい電流（例えば、落雷時に発生するサージ電流）を平滑化（限流）させる限流器として用いられる。リアクトル４０～４３は、直列リアクトル、等のいずれの種類のリアクトルでもよい。

直流遮断器５０、５２は、直流母線２０と直流系統２００との間に接続される。直流遮断器５０、５２は、制御装置６０による制御に応じて、直流母線２０と直流系統２００との間を電気的に接続又は遮断する。直流遮断器５１、５３は、直流母線２１と直流系統２００との間に接続される。直流遮断器５１、５３は、制御装置６０による制御に応じて、直流母線２１と直流系統２００との間を電気的に接続又は遮断する。

制御装置６０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などのハードウェアプロセッサがプログラム（ソフトウェア）を実行することにより実現される。これらの構成要素のうち一部または全部は、ＬＳＩ（Large Scale Integration）やＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field-Programmable Gate Array）、ＧＰＵ（Graphics Processing Unit）などのハードウェア（回路部；circuitryを含む）によって実現されてもよいし、ソフトウェアとハードウェアの協働によって実現されてもよい。プログラムは、予めＨＤＤ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリなどの記憶装置（非一過性の記憶媒体を備える記憶装置）に格納されていてもよいし、ＤＶＤやＣＤ－ＲＯＭなどの着脱可能な記憶媒体（非一過性の記憶媒体）に格納されており、記憶媒体がドライブ装置に装着されることでインストールされてもよい。

制御装置６０は、電流検出器３０～３３によって検出された電流値を取得する。例えば、制御装置６０－１は、電流検出器３０－１、３１－１、３２－１、３３－１によって検出された電流値を取得する。

また、制御装置６０は、直流遮断器５０～５３を制御する。例えば、制御装置６０－１は、直流遮断器５０－１、５１－１、５２－１、５３－１を制御し、必要に応じて直流遮断器を遮断する。

また、制御装置６０は、交直変換器１０を制御する。例えば、制御装置６０－１は、交直変換器１０－１を制御し、必要に応じて交直変換器１０－１の稼働を停止させる。

制御装置６０は、電流検出器３０～３３から取得した電流値に基づいて、自端子における事故の発生を検知する。自端子とは、制御装置６０が設けられている端子１００である。例えば、制御装置６０－１の自端子は、端子１００－１である。制御装置６０－２の自端子は、端子１００－２である。自端子における事故とは、自端子が接続する直流母線２０、２１において発生した事故のことである。

例えば、制御装置６０は、電流検出器３０～３３から取得した電流値の経時的変化に基づいて、自端子における事故の発生を検知し、検知した事故の発生個所（事故区間）を特定する。制御装置６０は、事故の発生個所に応じて、自端子における直流遮断器５０～５３を開極する。これにより、事故の発生個所を直流系統２００から除去する。制御装置６０が、自端子おける事故を検知する方法、及び必要に応じて直流遮断器５０～５３を開極する方法は、従来の方法と同様な任意の方法であってよい。このため、その詳細な説明を省略する。

本実施形態においては、制御装置６０は、他端子において事故が発生した場合において、自端子の交直変換器１０を停止させるか否かを判定する。他端子は、制御装置６０が設けられている端子１００とは異なる端子１００である。例えば、制御装置６０－１の他端子は、端子１００－２、１００－３、１００－４である。制御装置６０－２の他端子は、端子１００－１、１００－３、１００－４である。他端子において発生した事故とは、他端子が接続する直流母線２０、２１において発生した事故のことである。

このような、他端子において発生する事故においては、他端子における直流遮断器５０～５３が開極することにより、事故の発生個所が直流系統２００から除去される。すなわち、他端子が解列する。この場合、事故の発生個所が除去されたことによる影響を受けない場合、自端子は電力の授受を継続してよいが、システム全体として電力授受のアンバランスが生じる場合には、自端子の交直変換器１０を停止させて、自端子による電力授受を止める必要がある。

上述したように、多端子ＨＶＤＣシステム１においては、多様な送電ルートが構築されている。このため、他端子において事故が発生した場合、自端子の交直変換器１０を停止させる必要があるか否かを判定することは、事故の発生個所、直流送電路の接続状態、直流送電路に流れる電流の状況などが総合的に勘案される必要がある。その一方で、電力授受がアンバランスな状態が継続されてしまうと、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれるいずれかの交直変換器１０が過電圧の状態に至ることがあり、結果として交直変換器１０が長時間の停止を余儀なくされる可能性がある。このため、なるべく速やかに自端子の交直変換器１０を停止させる必要があるか否かを判定する必要がある。

この対策として、本実施形態の制御装置６０は、他端子において事故が発生した場合、自端子に流れる直流電流、すなわち電流検出器３０～３３から取得した電流値の経時的変化に基づいて、交直変換器１０の稼働を維持又は停止させる。これにより、上位の装置との通信時間や通信に係る信号処理による遅れを最小限として、自端子の交直変換器１０を停止させる必要があるか否かを、速やかに判定することが可能である。

なお、ここでの上位の装置とは、多端子ＨＶＤＣシステム１における複数の端子１００の電力状態に関する情報を集約する装置であり、例えば中央制御装置である。上位の装置は、集約した情報を用いて事故の有無や事故の発生個所の検出し、必要に応じて直流遮断器５０～５３を開極する指令や、交直変換器１０を停止させる指令などを出力することによって直流系統２００を保護する機能を有する。

以下、一例として、端子１００－３の直流母線２０－３において事故が生じた場合において、制御装置６０－１が行う処理を考える（図２参照）。また、事故が発生する前は端子１００－１と端子１００－２のそれぞれによって、１［ｐｕ］送電され、端子１００－３と端子１００－４のそれぞれによって１［ｐｕ］受電されていたものとする。また、端子１００のそれぞれの電力容量は、定格１［ｐｕ］であることを前提とする。以下、直流事故が発生してから交直変換器１０が緊急停止された後に、再起動されるまでの処理を、端子１００－１、及び端子１００－２で行われる処理を例示しつつ説明する。

また、以下では、電流検出器３０～３３で検出される直流電流の電流値を、自端子から他端子に向かう方向を正として、電流値Ｉｄｃｘと表記する。ｘには、接続元及び接続先の端子１００のハイフン以下の数値が示される。例えば、電流検出器３０－１によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ１３と表記する。電流検出器３２－１によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ１２と表記する。電流検出器３０－２によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ２１と表記する。電流検出器３２－２によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ２４と表記する。電流検出器３０－３によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ３１と表記する。電流検出器３２－３によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ３４と表記する。電流検出器３０－４によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ４３と表記する。電流検出器３２－４によって検出される電流値は電流値Ｉｄｃ４２と表記する（図２参照）。

ここで、図２～図９を用いて、制御装置６０が行う処理を説明する。図２は、実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１の直流母線２０に事故が発生した直後の状態を説明する図である。図３は、実施形態の制御装置６０が行う処理の全体の流れを示すフローチャートである。図４、図５は、図３のフローチャートにおけるステップＳ１１０、Ｓ１２０の処理を説明する図である。図６は、実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１の直流母線２０に事故が発生した後、端子１００－３が解列した状態を説明する図である。図７～図９は、図３のフローチャートにおけるステップＳ１４０、Ｓ１６０、及びＳ１７０の処理を説明する図である。

図３のステップＳ１００において、制御装置６０は、直流電流Ｉｄｃｘの時間変化率ΔＩｄｃｘを演算する。例えば、制御装置６０は、電流検出器３０～３３によって検出された電流値を定期的（例えば、１０［μｓ］～１［ｍｓ］毎）に取得し、今回取得した電流値と前回取得した電流値を用いて、時間変化率ΔＩｄｃｘを演算する。例えば、制御装置６０－１は、正極側における直流電流の流れとして、直流電流Ｉｄｃ１２の時間変化率ΔＩｄｃ１２、及び直流電流Ｉｄｃ１３の時間変化率ΔＩｄｃ１３を演算する。

ステップＳ１１０において、制御装置６０は、演算した時間変化率ΔＩｄｃｘを用いて、事故が発生したか否かを判定する。制御装置６０が、演算した時間変化率ΔＩｄｃｘを用いて、事故が発生したか否かを判定する方法については、図４で詳しく説明する。

ステップＳ１２０において、制御装置６０は、ステップＳ１１０において事故が発生したと判定した場合、解列する可能性のある端子１００を判定する。ここでの解列する可能性のある端子１００とは、事故の発生に伴い、端子１００に設けられた直流遮断器５０～５３のいずれかが開極する可能性がある端子である。制御装置６０が解列する可能性のある端子１００を判定する方法については、図５で詳しく説明する。

ステップＳ１３０において、制御装置６０は、ステップＳ１２０の判定結果に基づいて、解列する可能性がある端子１００が他端子であるか否かを判定する。制御装置６０は、解列する可能性がある端子１００が他端子である場合、ステップＳ１４０に進む。制御装置６０は、解列する可能性がある端子１００が他端子でない場合、処理を終了させる。なお、制御装置６０は、解列する可能性がある端子１００が自端子である場合、従来の保護継電機能を用いて、必要に応じて自端子の直流遮断器５０～５３を開極する。

ステップＳ１４０において、制御装置６０は、他端子が解列したか否かを判定する。制御装置６０は、ステップＳ１１０において事故が検出された場合において、所定の時間が経過するまでの間の時間変化率ΔＩｄｃｘを用いて、他端子が解列したか否かを判定する。制御装置６０が、他端子が解列したか否かを判定する方法については、図７で詳しく説明する。

ステップＳ１５０において、制御装置６０は、ステップＳ１４０で他端子が解列したと判定した場合、解列した端子１００が受電端か否かを判定する。多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる複数の端子１００のそれぞれが送電端であるか受電端であるかは、予め、例えば、多端子ＨＶＤＣシステム１の構築時に決定される。制御装置６０は、例えば、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる端子１００のそれぞれが、送電端であるか受電端であるかを示す対応テーブルを予め記憶する。制御装置６０は、解列したと判定した他端子を示す情報を用いて、当該対応テーブルを参照することにより、解列した端子１００が受電端か否かを判定する。

ステップＳ１６０において、制御装置６０は、自端子と、解列した他端子との間において、解列する可能性がある送電端がある場合、その送電端の電力状態を演算する。制御装置６０が、送電端の電力状態を演算する方法については、図８で詳しく説明する。

ステップＳ１７０において、制御装置６０は、ステップＳ１６０で演算した送電端の電力状態に基づいて、自端子の交直変換器１０の稼働を停止させる否かを判定する。制御装置６０が、自端子の交直変換器１０を停止させるか否かを判定する方法については、図９で詳しく説明する。

ステップＳ１８０において、制御装置６０は、自端子の交直変換器１０を停止させると判定した場合、自端子の交直変換器１０を停止（ゲートブロック）させる。ステップＳ１９０において、制御装置６０は、再起動の指令を受信したか否かを判定する。再起動の指令は、例えば、中央演算装置などの上位の装置によって制御装置６０に通知される。ステップＳ２００において、制御装置６０は、ステップＳ１９０で再起動の指令を受信した場合、再起動に係る処理（再起動処理）を行う。再起動に係る処理は、例えば、各種制御に用いる積分器のリセットや、再起動用の指令値（電力指令値）を設定する処理である。ステップＳ２１０において、制御装置６０は、自端子の交直変換器１０を稼働させる指令を行うことによって、デブロック（ゲートブロックの解除）を行う。そして、制御装置６０は、電力指令値に基づいて、再起動後の交直変換器１０の運転を行う。

このように処理を行うことにより、上位の装置などによる指令を待つことなく、制御装置６０が自立的に安全にゲートブロックの動作を行うことができる。したがって、重故障によって交直変換器１０が停止される場合と比較して、早急に再起動することができる。ここでの重故障とは、多端子ＨＶＤＣシステム１における何れかの交直変換器１０が過電圧の状態が続いた結果として交直変換器１０が停止してしまうような、長時間の停止を伴う故障である。

図２には、端子１００－３の直流母線２０－３において事故が生じた直後に流れる事故電流の経路が示されている。端子１００－３の直流母線２０－３で事故が発生すると、事故点の電圧は、瞬間的に低下する。このため、直流系統２００における各部から、事故点に向かって急峻に電流が流れ込む。本実施形態では、この事故点に向かって急峻に電流が流れ込む現象を捉えることによって、事故の発生を検知する。

図４には、図３におけるステップＳ１１０に示す処理の詳細な流れが示されている。ステップＳ１１１において、制御装置６０は、ステップＳ１００で演算した時間変化率ΔＩｄｃｘの絶対値を演算する。ステップＳ１１２において、制御装置６０は、ステップＳ１１１で演算した絶対値と、予め設定された電流閾値ΔＩｌｉｍとを比較する。電流閾値ΔＩｌｉｍは、事故が発生していない通常運転時における直流電流の時間変化率よりも十分に大きな値に設定される。例えば、電流閾値ΔＩｌｉｍは、０．５［Ａ／μｓ］などに設定される。制御装置６０は、絶対値｜ΔＩｄｃｘ｜が、電流閾値ΔＩｌｉｍよりも大きい場合、直流系統２００のいずれかの箇所で直流事故が起きたと判定し、ステップＳ１２０に進む。一方、制御装置６０は、絶対値｜ΔＩｄｃｘ｜が、電流閾値ΔＩｌｉｍよりも小さい場合、直流系統２００のいずれかの箇所でも直流事故が起きていないと判定し、処理を終了させる。

図５には、図３におけるステップＳ１２０に示す処理の詳細が示されている。図５には、上段に判定式、下段に判定結果が示された判定テーブルが示されている。判定式は、解列する可能性がある端子を判定するための条件を数式で示すものである。ここでは、判定式は、時間変化率ΔＩｄｃｘの大きさに基づく判定を行う場合の条件が数式で示されている。判定結果は、判定条件に合致する場合において、解列する可能性がある端子が示されている。

事故が発生した後の時間変化率ΔＩｄｃｘは、下記の（式１）にて表される。（式１）におけるＩｄｃｘは今回取得した直流電流値である。Ｉｄｃｘ＿ｐは前回取得した直流電流値である。Δｔは前回から今回までの時間である。ΔＶＩは、時間Δｔの間に、インダクタンスＬｄｃに印加される電圧を示す。Ｌｄｃは、自端子から他端子までの直流側のインダクタンスの合計値である。

ΔＩｄｃｘ＝｛（Ｉｄｃｘ）－（Ｉｄｃｘ＿ｐ）｝／Δｔ
＝ΔＶＩ／Ｌｄｃ …（式１）

（式１）におけるインダクタンスＬｄｃには、リアクトル４０～４３や、直流送電路（直流送電路２０１～２０８のいずれか）のインピーダンスが主として含まれる。したがって、事故点が遠方にある場合、事故点が近傍の場合と比較して、インダクタンスＬｄｃは大きくなる。その結果、事故点が遠方にある場合、時間変化率ΔＩｄｃｘは小さくなる。

この性質を利用して、制御装置６０は、ステップＳ１２０に示す、解列する可能性がある端子、すなわち事故が発生した可能性がある端子を、ΔＩｄｃｘの大小関係を基に判定する。本実施形態では、当該判定を各端子で行う。すなわち、各端子は、他端子で検出された電流値を用いることなく、自端子で検出される電流値を用いて、判定を行う。例えば、制御装置６０－１は、電流検出器３０－１で検出される直流電流Ｉｄｃ１３の時間変化率ΔＩｄｃ１３を用いて判定を行う。

図５の例では、端子１００－１から端子１００－３に流れる直流電流Ｉｄｃ１３の時間変化率ΔＩｄｃ１３に基づいて、解列する可能性がある端子を判定する判定テーブルが示されている。時間変化率ΔＩｄｃ１３の単位は、［Ａ／ｕｓ］である。

この例では、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－５．０［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－１（自端子）であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－３から端子１００－１に流れる方向に急激に増加した場合、事故点が端子１００－１にあることを示している。すなわち、端子１００－１の事故点に向かって電流が急峻に流れ込む場合に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－５．０［Ａ／ｕｓ］より小さくなることを示している。

時間変化率ΔＩｄｃ１３が－２．０［Ａ／ｕｓ］以上、かつ－０．５［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－２であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－３から端子１００－１に流れる方向にやや急激に増加した場合、事故点が端子１００－２にあることを示している。すなわち、端子１００－２の事故点に向かって電流が急峻に流れ込む場合に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－２．０～－０．５［Ａ／ｕｓ］の範囲になることを示している。

時間変化率ΔＩｄｃ１３が－０．２［Ａ／ｕｓ］以上、かつ－０．０５［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－４であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－３から端子１００－１に流れる方向にやや増加した場合、事故点が端子１００－４にあることを示している。すなわち、端子１００－４の事故点に向かって電流が急峻に流れ込む場合に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－０．２～－０．０５［Ａ／ｕｓ］の範囲になることを示している。

時間変化率ΔＩｄｃ１３が０．０５［Ａ／ｕｓ］以上、かつ０．２［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－４であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－１から端子１００－３に流れる方向にやや増加した場合、事故点が端子１００－４にあることを示している。すなわち、端子１００－４の事故点に向かって電流が急峻に流れ込む場合に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が０．０５～０．２［Ａ／ｕｓ］の範囲になることを示している。

時間変化率ΔＩｄｃ１３が０．５［Ａ／ｕｓ］以上、かつ２．０［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－３であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－１から端子１００－３に流れる方向にやや急激に増加した場合、事故点が端子１００－３にあることを示している。すなわち、端子１００－３の事故点に向かって電流が急峻に流れ込む場合に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が０．５～２．０［Ａ／ｕｓ］の範囲になることを示している。

図６には、端子１００－３の直流母線２０－３において発生した事故に伴い、端子１００－３の直流遮断器５０－３、５１－３、５２－３、５３－３が開極した後に流れる事故電流の経路が示されている。この場合において、直流遮断器５０－１や、直流遮断器５０－４が開極することによって、端子１００－３が解列する場合もある。

図６に示す状態で、解列した端子（端子１００－３）以外の端子（端子１００－１、１００－２、１００－４）の運転が継続されると、送電端である端子１００－１，１００－２は、それぞれ１［ｐｕ］の電力の送電を維持する。一方、受電端である交直変換器１０－４は、１［ｐｕ］の受電能力しかないにもかかわらず、２［ｐｕ］の電力を受電することとなり、定格容量を超過し、過電圧状態に至る可能性がある。

一方、事故点を有する端子１００－３が解列すると、事故点への急峻な流れ込みが解消され、今まで流れていた方向への電流の流れが急峻に低減される。この性質を利用して、本実施形態では、電流の流れの急峻な変化を捉えることによって、他端子が解列したか否かを判定する。

図７には、図３におけるステップＳ１４０に示す処理の詳細な流れが示されている。ステップＳ１４１において、制御装置６０は、時間変化率ΔＩｄｃｘと、時間変化率ΔＩｄｃｘ＿ｐとの極性が反転したか否かを判定する。時間変化率ΔＩｄｃｘは、今回取得された直流電流値Ｉｄｃｘを用いて演算された時間変化率である。時間変化率ΔＩｄｃｘ＿ｐは、前回取得された直流電流値Ｉｄｃｘ＿ｐを用いて演算された時間変化率である。制御装置６０は、時間変化率ΔＩｄｃｘ＿ｐが正の値であった場合において、時間変化率ΔＩｄｃｘが負の値となった場合に極性が反転したと判定する。制御装置６０は、時間変化率ΔＩｄｃｘ＿ｐが負の値であった場合において、時間変化率ΔＩｄｃｘが正の値となった場合に極性が反転したと判定する。制御装置６０は、極性が反転していると判定した場合、ステップＳ１５０に処理を進める。

ステップＳ１４２において、制御装置６０は、ステップＳ１４１で極性が反転していないと判定した場合、時間変化率ΔＩｄｃｘの値（現在値）を、時間変化率ΔＩｄｃｘ＿ｐとして記憶させる。ステップＳ１４３において、制御装置６０は、変数Ｔ（タイマＴ）をカウントアップさせる。ステップＳ１４４において、制御装置６０は、変数Ｔがタイマ閾値Ｔｌｉｍより大きいか否かを判定する。制御装置６０は、変数Ｔがタイマ閾値Ｔｌｉｍより大きい場合に処理を終了させる。制御装置６０は、変数Ｔがタイマ閾値Ｔｌｉｍより小さい場合、ステップＳ１４１に戻って、極性が反転していないかの判定を継続する。これによって制御装置６０は、ステップＳ１３０で、解列する可能性がある端子１００が他端子であると判定した後、所定のタイマ閾値Ｔｌｉｍが経過するまでの間に解列した端子１００の有無を検知する。

図８には、図３におけるステップＳ１６０に示す処理の詳細な流れが示されている。ステップＳ１６１において、制御装置６０は、自端子からみて事故電流が流れた方向に、自端子とは異なる他の送電端があるか否かを判定する。自端子からみて事故電流が流れた方向とは、ステップＳ１１０で事故が検出された直後における時間変化率ΔＩｄｃｘの方向である。

例えば、上述したように、端子１００－３に事故が発生した場合、事故点に向かって電流が急峻に流れ込む。この場合、端子１００－１から端子１００－３に向かう方向に電流が増加すると考えられる。このとき、時間変化率ΔＩｄｃ１３が正となる。また、時間変化率ΔＩｄｃ１２は負となる。この場合、制御装置６０－１は、自端子からみて事故電流が流れた方向が、端子１００－３へ向かう方向であり、その方向に自端子とは異なる他の送電端は「ない」と判定する。

一方、端子１００－３に事故が発生した場合、端子１００－２から端子１００－３に向かう方向に電流が増加すると考えられる。このとき、例えば、時間変化率ΔＩｄｃ２１が正となる。この場合、制御装置６０－２は、自端子からみて事故電流が流れた方向が、端子１００－３へ向かう方向であり、その方向に自端子とは異なる他の送電端が「ある」と判定し、その他の送電端とは端子１００－１であると判定する。

なお、本実施形態では、各端子における制御装置６０に、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる複数の端子１００のそれぞれの位置の関係を示す位置テーブルが、予め記憶されているものとする。制御装置６０は、ステップＳ１６１で判定した事故電流が流れた方向に基づいて、位置テーブルを参照することによって、その方向に自端子とは異なる他の送電端があるか否かを判定する。

ステップＳ１６２において、制御装置６０は、ステップＳ１６１で事故電流が流れた方向に自端子とは異なる他の送電端が「ある」と判定した場合、該当する送電端の送電電力値Ｐｓｄ［ｐｕ］を演算する。送電電力値Ｐｓｄは、「送受電電力情報」の一例である。ここで、送電端における送電電力値は、事故が発生する前後において変化していないものとし、ここでは、端子１００－１、１００－２のそれぞれが１［ｐｕ］の直流電力を送電しているものとする。この場合、制御装置６０－２は、自端子からみて事故電流が流れた方向に自端子とは異なる他の送電端が「ある」こと、及び、その送電端とは端子１００－１であるから、送電電力値Ｐｓｄは１［ｐｕ］と判定する。

ステップＳ１６３において、制御装置６０は、ステップＳ１６１で事故電流が流れた方向に自端子とは異なる他の送電端が「ない」と判定した場合、送電電力値Ｐｓｄは０（ゼロ）［ｐｕ］とする。例えば、制御装置６０－１は、自端子からみて事故電流が流れた方向に自端子とは異なる他の送電端は「ない」ことから、送電電力値Ｐｓｄは０（ゼロ）［ｐｕ］とする。

図８には、図３におけるステップＳ１７０に示す処理の詳細な流れが示されている。ステップＳ１７１において、制御装置６０は、運転を継続するすべての送電端における送電電力の合計値Ｐｓｃ［ｐｕ］を演算する。合計値Ｐｓｃは、「送受電電力情報」の一例である。ここで、運転を継続する送電端とは、多端子ＨＶＤＣシステム１における全ての送電端から、解列する可能性がある送電端を除いた送電端である。解列する可能性がある送電端とは、ステップＳ１６１において、自端子と事故に伴って解列した端子との間にあると判定された送電端である。

例えば、制御装置６０は、以下の（式２）を用いて、運転を継続しているすべての送電端における送電電力の合計値Ｐｓｃ［ｐｕ］を演算する。（式２）において、Ｐｓｃは、事故が発生した後に運転を継続しているすべての送電端における送電電力の合計値である。Ｐｓｓは、多端子ＨＶＤＣシステム１における全ての送電端の送電電力（の指令値）の合計値である。指令値Ｐｓｓは、「送受電電力情報」の一例である。Ｐｓｄは、事故電流が流れた方向にある、自端子とは異なる他の送電端の送電電力の合計値である。

Ｐｓｃ＝Ｐｓｓ－Ｐｓｄ …（式２）

ステップＳ１７２において、制御装置６０は、運転を継続するすべての受電端における受電電力の合計値Ｐｒｃ［ｐｕ］を演算する。合計値Ｐｒｃは、「送受電電力情報」の一例である。ここで、運転を継続する受電端とは、多端子ＨＶＤＣシステム１における全ての受電端から、解列した受電端を除いた受電端である。解列した受電端とは、ステップＳ１５０において、解列した端子が受電端であると判定された端子である。

例えば、制御装置６０は、以下の（式３）を用いて、運転を継続しているすべての受電端における受電電力の合計値Ｐｒｃ［ｐｕ］を演算する。（式３）において、Ｐｒｃは、事故が発生した後に運転を継続しているすべての受電端における受電電力の合計値である。Ｐｒｓは、多端子ＨＶＤＣシステム１における全ての受電端の受電電力（の指令値）の合計値である。指令値Ｐｒｓは、「送受電電力情報」の一例である。Ｐｒｄは、事故電流に伴って解列した受電端の受電電力の合計値である。受電電力値Ｐｒｄは、「送受電電力情報」の一例である。

Ｐｒｃ＝Ｐｒｓ－Ｐｒｄ …（式３）

ステップＳ１７３において、制御装置６０は、運転を継続する送電端における送電電力の合計値Ｐｓｃと、受電端における受電電力の合計値Ｐｒｃとを比較する。制御装置６０は、送電電力の合計値Ｐｓｃが受電電力の合計値Ｐｒｃよりも大きい場合、自端子の交直変換器１０を停止させると判定する。

例えば、多端子ＨＶＤＣシステム１が、図６に示される状況にある場合、端子１００－１において、送電電力の合計値Ｐｓｃが２［ｐｕ］であり、受電電力の合計値Ｐｒｃが１［ｐｕ］となる。すなわち、送電電力の合計値Ｐｓｃが、受電電力の合計値Ｐｒｃよりも過剰となる。このため、制御装置６０－１は、自端子（端子１００－１）の交直変換器１０－１を停止させると判定する。

また、図６に示される状況で、端子１００－２において、送電電力の合計値Ｐｓｃが１［ｐｕ］であり、受電電力の合計値Ｐｒｃが１［ｐｕ］となる。これは、ステップＳ１６２において、事故電流が流れた方向にある自端子とは異なる他の送電端の送電電力値Ｐｓｄの合計値が、１[ｐｕ］となるためである。すなわち、端子１００－２においては、送電電力の合計値Ｐｓｃと、受電電力の合計値Ｐｒｃとが同じ容量となる。このため、制御装置６０－２は、自端子（端子１００－２）の交直変換器１０－２を停止させず、稼働を継続させると判定する。

このようにすることで、事故によって受電端が解列し、多端子ＨＶＤＣシステム１において送電量が過剰になった場合であっても、解列した受電端との直流送電路の経路が短い送電端から順に、送電量が過剰な状態が解消されるまで、送電端の交直変換器１０を停止させていくことができる。したがって、電力の授受がアンバランスな状態、例えば送電量が受電量よりも過剰な状態、が継続してしまうことを抑制し、健全な端子が重故障によって停止されてしまう事態を回避することができる。ここで、事故によって受電端が解列し、解列した受電端との直流送電路の経路が短い送電端から順に、その送電端の交直変換器１０が停止される状態は、「解列後の状態」の一例である。

図１０、図１１は、実施形態の多端子ＨＶＤＣシステム１における端子１００のそれぞれに流れる電流の時系列変化の例を示す図である。図１０、図１１において、上から１番目に、端子１００－１における直流電流Ｉｄｃ１３、Ｉｄｃ１２の時系列変化の例が示されている。上から２番目に、端子１００－２における直流電流Ｉｄｃ２１、Ｉｄｃ２４の時系列変化の例が示されている。上から３番目に、端子１００－３における直流電流Ｉｄｃ３１、Ｉｄｃ３４の時系列変化の例が示されている。上から４番目に、端子１００－４における直流電流Ｉｄｃ４３、Ｉｄｃ４２の時系列変化の例が示されている。

図１０には、事故が発生していない通常時の運転から、端子１００－３における事故の発生、及び端子１００－３の解列を経て、端子１００－１の交直変換器１０が（重故障によるものでなく）自発的に停止されるまでの、各端子を流れる電流値の時系列変化が模式的に示されている。

この例では、通常時において、端子１００－１と１００－２が、送電端として機能し、それぞれが１［ｐｕ］送電することが示されている。また、端子１００－３と１００－４が、受電端として機能し、それぞれが１［ｐｕ］受電することが示されている。

時刻Ｔ１において、端子１００－３の直流母線２０に事故が発生する。事故点に向かって急峻に電流が流れ込むことにより、直流電流Ｉｄｃ１３が大きく増加すると共に、Ｉｄｃ１２が大きく減少する。また、直流電流Ｉｄｃ２１が増加すると共に、Ｉｄｃ２４が減少する。また、直流電流Ｉｄｃ３１、及びＩｄｃ３４が大きく減少する。また、直流電流Ｉｄｃ４３が大きく増加すると共に、Ｉｄｃ４２が大きく減少する。

時刻Ｔ２において、端子１００－３が解列する。これに伴い、事故点に向かって急峻に電流が流れ込む現象が解消される。したがって、直流電流Ｉｄｃ１３の大きな増加は減少に変化すると共に、Ｉｄｃ１２の大きな減少は増加に変化する。また、直流電流Ｉｄｃ２１の増加は減少に変化すると共に、Ｉｄｃ２４の減少が増加に変化する。また、直流電流Ｉｄｃ３１と、Ｉｄｃ３４が０（ゼロ）となる。また、直流電流Ｉｄｃ４３の大きな増加が減少に変化すると共に、Ｉｄｃ４２の大きな減少が増加に変化する。

時刻Ｔ３において、端子１００－１の交直変換器１０－１が停止される。これに伴い、直流電流Ｉｄｃ１３と、Ｉｄｃ１２は０（ゼロ）に漸近する。また、直流電流Ｉｄｃ２１が０（ゼロ）［ｐｕ］付近まで減少した後に電力量が安定する共に、Ｉｄｃ２４が１［ｐｕ］付近まで増加した後に安定する。また、直流電流Ｉｄｃ４３が０［ｐｕ］付近まで減少した後に安定すると共に、Ｉｄｃ４２が－１［ｐｕ］付近まで増加した後に安定する。このように、送電量が過剰の状態となる前に、速やかに端子１００－１の交直変換器１０－１が停止されることによって送電量が低減され、結果として端子１００－２と端子１００－４とで１［ｐｕ］の電力授受が継続される。

図１１には、事故が発生していない通常時の運転から、端子１００－３における事故の発生、及び端子１００－３の解列を経て、端子１００－１の交直変換器１０が（重故障によるものでなく）自発的に停止されたが、電力の授受のアンバランスが解消されず、端子１００－２の交直変換器１０も（重故障によるものでなく）自発的に停止されるまでの、各端子を流れる電流値の時系列変化が模式的に示されている。

この例では、通常時において、端子１００－１と１００－２が、送電端として機能し、端子１００－１が０．５［ｐｕ］を送電し、端子１００－２が１［ｐｕ］を送電することが示されている。また、端子１００－３と１００－４が、受電端として機能し、端子１００－３が１［ｐｕ］を受電し、端子１００－４が０．５［ｐｕ］を受電することが示されている。

また、端子１００－２から端子１００－３に送電される送電電力０．５［ｐｕ］のうち、 ０．２５［ｐｕ］が端子１００－１と端子１００－２の間に設けられる直流送電路２０３を経由し、残る０．２５［ｐｕ］が端子１００－２、端子１００－４、及び端子１００－３の間に設けられる直流送電路２０５、２０７を経由するものとする。

時刻Ｔ４において、端子１００－３の直流母線２０に事故が発生する。事故点に向かって急峻に電流が流れ込むことにより、直流電流Ｉｄｃ１３が大きく増加すると共に、Ｉｄｃ１２が大きく減少する。また、直流電流Ｉｄｃ２１が増加すると共に、Ｉｄｃ２４が減少する。また、直流電流Ｉｄｃ３１、及びＩｄｃ３４が大きく減少する。また、直流電流Ｉｄｃ４３が大きく増加すると共に、Ｉｄｃ４２が大きく減少する。

時刻Ｔ５において、端子１００－３が解列する。これに伴い、事故点に向かって急峻に電流が流れ込む現象が解消される。したがって、直流電流Ｉｄｃ１３の大きな増加は減少に変化すると共に、Ｉｄｃ１２の大きな減少は増加に変化する。また、直流電流Ｉｄｃ２１の増加は減少に変化すると共に、Ｉｄｃ２４の減少が増加に変化する。また、直流電流Ｉｄｃ３１と、Ｉｄｃ３４が０（ゼロ）となる。また、直流電流Ｉｄｃ４３の大きな増加が減少に変化すると共に、Ｉｄｃ４２の大きな減少が増加に変化する。端子１００－１では、送電電力の合計値Ｐｓｃが１．５［ｐｕ］、受電電力の合計値Ｐｒｃが０．５［ｐｕ］となり、交直変換器１０－１を停止させると判定され、ゲートブロックが実行される。端子１００－２では、送電電力の合計値Ｐｓｃが１．０［ｐｕ］、受電電力の合計値Ｐｒｃが０．５［ｐｕ］となり、交直変換器１０－２を停止させると判定され、ゲートブロックが実行される。

時刻Ｔ６において、端子１００－１の交直変換器１０－１が停止される。また、時刻Ｔ７において、端子１００－２の交直変換器１０－２が停止される。これに伴い、直流電流Ｉｄｃ１３、Ｉｄｃ１２、Ｉｄｃ２１、Ｉｄｃ２４が０（ゼロ）に漸近する。また、直流電流Ｉｄｃ４３とＩｄｃ４２も０（ゼロ）に漸近する。

なお、時刻Ｔ７において、事故が発生していない健全な端子１００－４に０．５［ｐｕ］の受電能力があり、端子１００－１が０．５［ｐｕ］の送電能力があり、重故障ではなく健全な状態にて停止されている状態である。このため、上位の装置などの指令に基づき、端子１００－１を再起動させることによって、０．５［ｐｕ］の送電を再開させることも可能である。

以上説明したように、実施形態の端子１００は、交直変換器１０と、制御装置６０とを備える。交直変換器１０は、交流電力と直流電力とを互いに変換する。制御装置６０は、交直変換器１０を制御する。制御装置６０は、他端子（他の電力変換装置）において事故が発生したことを検知した場合、自端子（自装置）の近傍の直流送電路（直流送電路２０１～２０８のいずれか）に流れる電流値と、近傍の直流送電路のインピーダンスから、事故区間を検出する。制御装置６０は、近傍の直流送電路に流れる電流値の時系列変化に基づいて、他端子が直流系統２００から解列したか否かを判定する。制御装置６０は、他端子が解列したと判定した場合に、多端子ＨＶＤＣシステム１の送受電電力情報と事故区間の算定結果を基に交直変換器１０を停止させるか否かを決定する。

これにより、実施形態の端子１００は、他端子に事故が発生した場合に、事故区間を特定すると共に、事故が発生した他端子が解列したか否かを判定することができる。したがって、事故点の端子１００が解列した場合に、多端子ＨＶＤＣシステム１の送受電電力の関係と、事故区間とを基に自端子の運転を継続しても電力の送受のアンバランスが生じないか否かを判定することができる。このため、自端子の変換器を停止させるか否かを決定することができる。

また、実施形態の端子１００では、制御装置６０は、前記電流値の単位時間当たりの変化率（ΔＩｄｃｘ）の大小関係を基に前記事故区間を特定する。これにより、制御装置６０は、近傍の直流送電路の電流の変化率（ΔＩｄｃｘ）を監視するという、自端子内で閉じた処理で、（他端子の状況を上位の装置から取得することなく）事故が発生したか否かを検知することができ、事故が発生した場合には、自端子からどの程度離れた位置にある他端子に事故が発生したかを特定することが可能である。

また、実施形態の端子１００では、制御装置６０は、事故が発生した他端子が解列したと判定した場合に、多端子ＨＶＤＣシステム１における送電電力の指令値（Ｐｓｓ）、多端子ＨＶＤＣシステム１における受電電力の指令値（Ｐｒｓ）を用いて、解列後の状態（例えば、他端子が解列し、かつ自端子と他端子との間に接続される送電端の交直変換器１０が停止された状態）における、多端子ＨＶＤＣシステム１の全体の送電電力値（Ｐｓｓ－Ｐｓｄ）と受電電力値（Ｐｒｓ－Ｐｒｄ）を演算する。制御装置６０は、当該演算した送電電力値（Ｐｓｓ－Ｐｓｄ）が受電電力値（Ｐｒｓ－Ｐｒｄ）より大きく、かつ自端子が送電側の端子である場合、（自端子の）交直変換器１０を停止させることを決定する。これにより、実施形態の端子１００では、解列後の状態に応じて、例えば事故が発生した他端子が解列し、端子と他端子との間に接続される送電端の送電をすべて停止させたが、システム全体の電力授受のアンバランスが解消されないと見込まれる場合に、自端子の交直変換器１０を停止させると決定することができる。したがって、事故が発生した他端子が解列したことにより生じる電力授受のアンバランスを解消させることが可能となる。

上述した実施形態では、指令値（Ｐｓｓ、及びＰｒｓ）を用いて、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる送電端における送電電力の合計値、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる受電端における受電電力の合計値を特定する場合を例に説明した。しかしながら、これに限定されない。指令値を用いる代わりに、定期的に測定された電力値を用いるようにしてもよい。ここで、定期的に測定された電力値は、「送受電電力情報」の一例である。

この場合、例えば、各端子１００の制御装置６０は、自端子の交直変換器１０によって送電（又は受電）される電力値を定期的に測定し、測定した電力値を、例えば、上位の装置などに通知する。上位の装置は、それぞれの制御装置６０から受信した電力値を、他の制御装置６０が参照可能な記憶領域に記憶させる。或いは、上位の装置は、それぞれの制御装置６０から受信した電力値を、他の制御装置６０に定期的に通知する。

端子１００は、事故が発生した他端子が解列したと判定した場合に、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる送電端における送電電力の測定値（Ｐｓｓ＿ｍという）、多端子ＨＶＤＣシステム１に含まれる受電端における受電電力の測定値（Ｐｒｓ＿ｍという）を用いて、解列後の状態（例えば、他端子が解列し、かつ自端子と他端子との間に接続される送電端の交直変換器１０が停止された状態）における、多端子ＨＶＤＣシステム１の全体の送電電力値（Ｐｓｓ＿ｍ－Ｐｓｄ）と受電電力値（Ｐｒｓ＿ｍ－Ｐｒｄ）を演算する。制御装置６０は、当該演算した送電電力値（Ｐｓｓ＿ｍ－Ｐｓｄ）が受電電力値（Ｐｒｓ＿ｍ－Ｐｒｄ）より大きく、かつ自端子が送電側の端子である場合、（自端子の）交直変換器１０を停止させることを決定する。これにより、上述した効果を同等の効果を奏する。また、指令値に代えて、定期的に測定された測定値を用いるため、電力授受のアンバランスが解消されるか否かを精度よく演算することが可能である。

なお、この場合において、制御装置６０は、自端子と他端子との間に接続される送電端の送電電力Ｐｓｄの合計値、及び事故が発生した他端子の受電電力値（Ｐｒｄ）を演算する際に、指令値を用いて演算してもよいし、測定値を用いて演算してもよい。定期的に電流値の測定が行われていることから、制御装置６０は、事故が発生した場合、事故が発生する直前に測定された測定値を用いて、送電電力の合計値（Ｐｓｄ）、及び事故が発生した他端子の受電電力値（Ｐｒｄ）を演算することが可能である。事故が発生した後に上位の装置と通信を行う必要がないため、事故の検知、事故の発生に伴って交直変換器１０を停止させるか否かを決定するために上位の装置と通信を行う必要はない。したがって、通信遅延などにより、決定が遅れることがない。したがって、事故の悪影響が健全な電気設備へ波及することを抑制できる。

また、実施形態の端子１００では、制御装置６０は、事故が発生した他端子が解列し、かつ（自端子の）交直変換器１０を停止させた場合、解列後の状態における多端子ＨＶＤＣシステム１の受電可能な電力量（例えば、解列した他端子における受電電力値（Ｐｒｄ）から、送電電力の電力値（Ｐｓｃ＋Ｐｓｃ＿ｊ）を減算した値（Ｐｒｄ－｛Ｐｓｃ＋Ｐｓｃ＿ｊ｝）を超えない範囲にて前記交直変換器による送電電力の電力指令値を設定する。

Ｐｓｃは、自端子と他端子との間に接続される送電端の送電電力の合計値である。Ｐｓｃ＿ｊは、自端子の送電電力値である。制御装置６０は、（自端子の）交直変換器１０を再起動し、決定した電力指令値に基づいて、再起動させた交直変換器１０を運転する。

これにより、実施形態の端子１００では、送電電力が過多となる電力授受のアンバランスは解消されたが、受電電力が過多となっている場合に、交直変換器１０を再起動させて送電を再開することができる。この場合において、再起動後に送電電力が過多とならない範囲に電力指令値を設定する。このため、交直変換器１０を再起動させることで、システム全体が、送電電力が過多な状態としてしまうことがない。したがって、重故障により受電端を停止させてしまう事態を抑制することができる。

また、実施形態の端子１００では、直流送電路（直流送電路２０１～２０８のいずれか）を流れる電流を限流させるリアクトル４０～４３を備える。リアクトル４０～４３は、「限流器」の一例である。制御装置６０は、自装置の近傍の直流送電路に流れる電流値と、自装置のリアクトル４０～４３を含む直流送電路のインピーダンスから事故区間を算定する。これにより、制御装置６０は、上述した効果と同様の効果を奏する。

また、実施形態の端子１００では、（交流側に接続される）交流系統は、風力発電所又は交流側変電設備２が含まれる。これにより、実施形態の端子１００では、風力発電所で発電された交流電力、又は交流側変電設備２から供給される交流電力を、直流電力に変換して、直流系統２００に供給することが可能である。

（実施形態の変形例）
ここで、実施形態の変形例について説明する。本変形例では、端子１００－３と１００－４とが直接的に接続されない点において、上述した実施形態と相違する。図１２は、本変形例の多端子ＨＶＤＣシステム１Ａの構成の例を示すブロック図である。各端子１００の構成は、上述した実施形態と同等である。このため、その説明を省略する。本変形例では、端子１００－１は、端子１００－３に直流電力を送電すると共に、端子１００－２を介して端子１００－４に直流電力を送電する。端子１００－２は、端子１００－４に直流電力を送電すると共に、端子１００－１を介して端子１００－３に直流電力を送電する。

図１３は、上述した実施形態の図３におけるステップＳ１２０に対応する処理の詳細を説明する図である。図１３は、図５の判定テーブルに対応しており、上段に判定式、下段に判定結果が示されている。判定式及び判定結果は、図５における判定式及び判定結果と同様である。

本変形例において、自端子（端子１００－１）と、端子１００－２との関係、端子１００－３との関係については、上述した実施形態と同様である。このため、図１３における、解列する可能性がある端子が、端子１００－１、１００－２、１００－３である場合における判定式と判定結果との関係は、図５と同様である。一方、自端子（端子１００－１）と端子１００－４の関係は上述した実施形態と異なる。このため、図１３における、解列する可能性がある端子が、端子１００－４である場合における判定式と判定結果との関係は、図５と異なる。

具体的に、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－０．５［Ａ／ｕｓ］以上、かつ－０．０５［Ａ／ｕｓ］より小さい場合、解列する可能性がある端子が端子１００－４であることが示されている。これは、直流電流Ｉｄｃ１３が、端子１００－１から端子１００－３に流れる方向にやや減少した場合、（端子１００－４に流れる電流が増加していると考えられることから）事故点が端子１００－４にあることを示している。すなわち、端子１００－４の事故点に向かって電流が流れ込む場合、時間変化率ΔＩｄｃ１３が－０．５～－０．０５［Ａ／ｕｓ］の範囲になることを示している。

以上説明した少なくとも一つの実施形態によれば、端子１００では、制御装置６０は、他端子において事故が発生したことを検知した場合、自端子の近傍の直流送電路（直流送電路２０１～２０８のいずれか）に流れる電流値と、近傍の直流送電路のインピーダンスから、事故区間を検出する。制御装置６０は、近傍の直流送電路に流れる電流値の時系列変化に基づいて、他端子が直流系統２００から解列したか否かを判定する。制御装置６０は、他端子が解列したと判定した場合に、多端子ＨＶＤＣシステム１の送受電電力情報と事故区間の算定結果を基に自端子の変換器を停止させるか否かを決定する。これにより、変換器が重故障により長時間停止される事態を回避して発電の機会損失を防ぐことができる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

１…多端子ＨＶＤＣシステム、２…交流側変電設備、１０…交直変換器、２０、２１…直流母線、３０～３３…電流検出器、４０～４３…リアクトル、５０～５３…直流遮断器、６０…制御装置、１００…端子

Claims (8)

1. 三以上の電力変換装置が直流送電路によって接続された多端子直流送電システムを構成し、交流系統と、前記直流送電路を含む直流系統との境界に設置される前記電力変換装置の各々であって、
   交流電力と直流電力とを互いに変換する交直変換器と、
   前記交直変換器を制御する制御装置と、
   を備え、
   前記制御装置は、
   前記制御装置が設けられた前記電力変換装置である自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流値の時系列変化の大きさから前記多端子直流送電システムにおいて事故が発生したか否かを判定し、事故が発生したと判定した場合、事故により前記直流系統から解列する可能性のある前記電力変換装置があるか否かを判定し、解列する可能性のある前記電力変換装置がある場合、解列する可能性のある前記電力変換装置が前記自装置とは異なる他の電力変換装置であるか否かを判定し、
   前記他の電力変換装置が解列する可能性がある場合、前記自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流の方向の変化に基づいて前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したか否かを判定し、
   前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したと判定した場合に、解列した前記他の電力変換装置が前記直流系統を介して電力を供給される受電側の装置であるか否か、および、前記自装置と解列した前記他の電力変換装置との間にある、前記直流系統を介して電力を供給する送電側の電力変換装置が送電する電力量を基に、前記交直変換器を停止させるか否かを決定する、
   電力変換装置。
2. 前記制御装置は、前記電流値の単位時間当たりの変化率と解列する可能性がある前記電力変換装置とが対応付けられた判定デーブルを基に解列する可能性のある前記電力変換装置を特定する、
   請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記制御装置は、前記他の電力変換装置が解列し、解列した前記他の電力変換装置が前記受電側の装置であると判定した場合に、前記多端子直流送電システムにおける送電電力の指令値、及び前記多端子直流送電システムにおける受電電力の指令値を用いて、前記多端子直流送電システムの第１送電電力値と第１受電電力値を演算し、
   前記第１送電電力値は、前記多端子直流送電システムにおける全ての電力変換装置のうち、事故発生前に前記送電側の電力変換装置に指示されていた前記直流系統に供給する電力量の指令値の総和である送電電力総和量から、事故発生前に対象装置に指示されていた前記直流系統に供給する電力量の指令値の総和を減算した値であり、
   前記対象装置は、前記自装置と解列した前記他の電力変換装置との間にある前記送電側の電力変換装置であり、
   前記第１受電電力値は、前記多端子直流送電システムにおける全ての電力変換装置のうち、事故発生前に前記受電側の電力変換装置に前記直流系統を介して供給することが指示されていた電力量の指令値の総和である受電電力総和量から、事故によって解列された前記他の電力変換装置に対して事故発生前に前記直流系統を介して供給することが指示されていた電力量の指令値の総和を減算した値であり、
   前記第１送電電力値が前記第１受電電力値より大きく、かつ前記自装置が前記送電側の電力変換装置である場合、前記交直変換器を停止させることを決定する、
   請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
4. 前記制御装置は、前記他の電力変換装置が解列し、解列した前記他の電力変換装置が前記受電側の装置であると判定した場合に、前記多端子直流送電システムにおける事故が発生する前に測定された送電電力の測定値、及び前記多端子直流送電システムにおける事故が発生する前に測定された受電電力の測定値を用いて、前記多端子直流送電システムの第１送電電力値と第１受電電力値を演算し、
   前記第１送電電力値は、前記多端子直流送電システムにおける全ての電力変換装置のうち、事故発生前に前記送電側の電力変換装置によって前記直流系統に供給されていた電力量の測定値の総和である送電電力総和量から、事故発生前に対象装置によって前記直流系統に供給されていた電力量の測定値の総和を減算した値であり、
   前記対象装置は、前記自装置と解列した前記他の電力変換装置との間にある前記送電側の電力変換装置であり、
   前記第１受電電力値は、前記多端子直流送電システムにおける全ての電力変換装置のうち、事故発生前に前記受電側の電力変換装置に前記直流系統から供給されていた電力量の測定値の総和である受電電力総和量から、事故によって解列された前記他の電力変換装置に対して事故発生前に前記直流系統から供給されていた電力量の測定値の総和を減算した値であり、
   前記第１送電電力値が前記第１受電電力値より大きく、かつ前記自装置が前記送電側の電力変換装置である場合、前記交直変換器を停止させることを決定する、
   請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
5. 前記直流送電路に流れる電流を限流させる限流器を更に備え、
   前記制御装置は、前記自装置と接続する前記直流送電路に印加される電圧値の変化量と、前記限流器を含む前記自装置と接続する前記直流送電路のインピーダンスとの関係に対応する前記電流値の単位時間当たりの変化率に基づき解列する可能性のある前記電力変換装置を特定する、
   請求項２に記載の電力変換装置。
6. 風力発電所、又は交流側変電設備が含まれる交流系統と、前記直流系統との境界に設置される、
   請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の電力変換装置。
7. 三以上の電力変換装置が直流送電路によって接続された多端子直流送電システムを構成し、交流系統と、前記直流送電路を含む直流系統との境界に設置され、交流電力と直流電力とを互いに変換する交直変換器と、前記交直変換器を制御する制御装置と、を備える前記電力変換装置の各々の制御方法であって、
   前記制御装置が設けられた前記電力変換装置である自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流値の時系列変化の大きさから前記多端子直流送電システムにおいて事故が発生したか否かを判定し、事故が発生したと判定した場合、事故により前記直流系統から解列する可能性のある前記電力変換装置があるか否かを判定し、解列する可能性のある前記電力変換装置がある場合、解列する可能性のある前記電力変換装置が前記自装置とは異なる他の電力変換装置であるか否かを判定し、
   前記他の電力変換装置が解列する可能性がある場合、前記自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流の方向の変化に基づいて前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したか否かを判定し、
   前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したと判定した場合に、解列した前記他の電力変換装置が前記直流系統を介して電力を供給される受電側の装置であるか否か、および、前記自装置と解列した前記他の電力変換装置との間にある、前記直流系統を介して電力を供給する送電側の電力変換装置が送電する電力量を基に、前記交直変換器を停止させるか否かを決定する、
   制御方法。
8. 三以上の電力変換装置が直流送電路によって接続された多端子直流送電システムを構成し、交流系統と、前記直流送電路を含む直流系統との境界に設置され、交流電力と直流電力とを互いに変換する交直変換器と、前記交直変換器を制御する制御装置と、を備える前記電力変換装置の各々のコンピュータに、
   前記制御装置が設けられた前記電力変換装置である自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流値の時系列変化の大きさから前記多端子直流送電システムにおいて事故が発生したか否かを判定させ、事故が発生したと判定した場合、事故により前記直流系統から解列する可能性のある前記電力変換装置があるか否かを判定させ、解列する可能性のある前記電力変換装置がある場合、解列する可能性のある前記電力変換装置が前記自装置とは異なる他の電力変換装置であるか否かを判定させ、
   前記他の電力変換装置が解列する可能性がある場合、前記自装置と接続する前記直流送電路を流れる電流の方向の変化に基づいて前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したか否かを判定させ、
   前記他の電力変換装置が前記直流系統から解列したと判定した場合に、解列した前記他の電力変換装置が前記直流系統を介して電力を供給される受電側の装置であるか否か、および、前記自装置と解列した前記他の電力変換装置との間にある、前記直流系統を介して電力を供給する送電側の電力変換装置が送電する電力量を基に、前記交直変換器を停止させるか否かを決定させる、
   プログラム。

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