成果報告書詳細
管理番号20150000000092
タイトル平成26年度成果報告書 洋上風力向け直流送電システムの基礎検討
公開日2015/4/23
報告書年度2014 - 2014
委託先名株式会社東芝
プロジェクト番号P14018
部署名新エネルギー部
和文要約本検討は、将来の洋上風力向け直流送電システムに必要な構成要素を明らかにすることを目的として実施した。海外の洋上風力を主とする直流送電システムの実績・ファンド・論文を調査した結果、システムとその構成要素、容量、送電電圧、集電方法を明確化することができた。
一方、将来の洋上風力では、電力品質・安定性を維持するために、直流多端子連系が必要になることが論文やファンド事業報告書で報告されていた。その直流多端子連系の実現に必要な機器要素として直流遮断器が挙げられ、高電圧における直流遮断電流と遮断時間が重要となる。
国内および欧州の直流遮断器や直流送電と制御に関する特許調査を行い、直流遮断器回路やその構成要素、直流系統の運用・制御などの技術分野と傾向を分析した。その結果、国内メーカは主回路・構成要素・制御など全般的に出願が近年減少しているが、欧州メーカは2011年頃から積極的に出願していることが分かった。特に直流遮断器の主回路の基本特許を多く提案しており、技術的に国内メーカより2~3年先行していると思われる。ただし、基本特許の周辺特許についてはまだ提案が少ないので、直流遮断器の実用化に向けて積極的に提案する必要がある。
多端子直流送電を想定し、最もコストメリットが出るバックボーン型にて、仮想のウインドファームから本土へ送電するモデルを用いて簡易解析を行った。仮想モデルによる試算では、事故点から100km以上離れている場合、遮断時間が約5msであれば直流電圧低下量を概ね20%以下に抑えられ、事故点から200km以上離れている場合、遮断時間が10msであれば、直流電圧低下量を概ね20%以下に抑えられることが分かった。また、直流遮断器を適用すると、直流線路の事故区間を切り離すことができ、交流系統の周波数変動を小さくできるため、直流遮断器の導入が有用であることが分かった。
次に、提案すべき構成要素のキーメトリックスをベンチマークした。送電損失の観点から直流遮断器にはハイブリッド方式、機械接点方式の適用が期待される。ここ数年の発表から、ABB, Alstom, 三菱電機が提案する直流遮断器方式について、定格電圧、定格電流、耐電圧、遮断電流、遮断速度を調査した。結果として特に遮断電流、遮断速度は直流事故時の電流増大に対応する厳しい仕様が要求され、遮断電流は約7.5 kA-16kA遮断速度は約5ms-10msを仕様として各社開発を進めていることが分かった。これらを踏まえ直流遮断器の要求仕様は、遮断時間 10ms以下、遮断電流8kA以上、送電損失0.01%以下、耐電圧1.5pu以上、再投入時間200ms以上と考察された。
このような機能要求に対し、ハイブリッド遮断器に着目し、その主要構成要素である半導体遮断器と機械式開閉器の実現方法を示した。実現可能な半導体遮断器として圧接型のIGBT系素子とサイリスタの適用を示し、機械式開閉器として真空とSF6ガスの適用を示し、電極の駆動機構として電磁反発操作機構の適用が実現性の高い方法であると示すとともに、それぞれの課題を示した。
通電損失の観点では、半導体遮断器を定常通電経路に設けない直流遮断回路方式が望ましい。経済性の観点では、直流遮断器を適用するハーフブリッジ変換器システムは、直流遮断器を適用しないフルブリッジ変換器システムより、コスト的に優位である。信頼性の観点では、直流遮断器を適用することで健全直流線路への送電振替ができることから、送電停止時間を短時間に抑制できる。
このように競争力/優位性を考察した結果、将来の洋上風力向け直流送電システムには、直流遮断器の適用が望ましいと考えられる。
英文要約Abstract
Title: Research for Offshore wind power HVDC transmission system (FY 2014)

This research aims to clarify the necessary components of future HVDC transmission systems for offshore wind connections. Results from commercial offshore HVDC links, reports of demonstration projects and academic publications are mainly investigated in this report. As a result, offshore wind connection systems and their components, power capacities, transmission voltages, and power collection systems are clarified.
On the other hand, it’s widely stated that multi-terminal HVDC is required to ensure the power quality and stability for the future offshore grids. For realizing such HVDC grids, Direct Current Circuit Breakers (DCCBs), with high voltage direct current breaking capability, and short interrupting time are indispensable.
Few possible topologies for HVDC grids are investigated and it has come to a conclusion that the backbone topology is the most cost-effective option.
Based on examination, DC voltage drop is suppressed within 20% by 5ms interruption in case of the fault point at a distance of 100km or more from the converter, and DC voltage drop is suppressed within 20% by 10ms interruption in case of the fault point at a distance of 200km or more from the converter. The fault area on the DC transmission line is limited and the frequency fluctuation is mitigated on the AC network by DCCB, hence benefit of DCCB is verified.
In addition, key metrics of the necessary component are benchmarked. The hybrid type and the mechanical contact type DCCB are promising configuration in the transmission loss point of view. From recent publications, DCCB configurations proposed by ABB, Alstom, and Mitsubishi electronics are investigated, focusing on rated voltage, rated current, withstand voltage, breaking current, and interruption speed. As a result, very high specifications are required for breaking current and interruption speed due to large fault current during DC faults; and it has been found out that breaking current of 7.5 kA ~ 16.0 kA and interruption time of 5 ms ~ 10 ms are the common specifications under development by most of the manufactures.
To correspond with the above functional requirements, a hybrid DCCB is believed to be the promising candidate; and the approach to realize the two main components, the semiconductor CB, and the mechanical switch (SW) are demonstrated. As described above a DCCB without a semiconductor CB locating on the current path in steady-state is more desirable from the point of view of losses. From an economical point of view, a HVDC system, with a combination of half-bridge converters and DCCBs is more beneficial than that with full-bridge converters only. If DCCB are implemented, the impact of DC faults can be minimized, the transmission capability can be improved via redirecting to healthy lines, and the overall reliability of the offshore gird can be largely improved. As a result the competitiveness and superiority are studied; applying DCCB is desired for prospective offshore wind power HVDC transmission systems.
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