送電システム
【課題】超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる送電システムを提供する。
【解決手段】送電用の超電導ケーブル９と、超電導ケーブル９を冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路９６とを備え、前記入口部と前記出口部との間に、冷却用管路９６内の前記液化ガスを冷却するためのガスステーション８を複数設けた送電システム。
【解決手段】送電用の超電導ケーブル９と、超電導ケーブル９を冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路９６とを備え、前記入口部と前記出口部との間に、冷却用管路９６内の前記液化ガスを冷却するためのガスステーション８を複数設けた送電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、送電システムに関し、特に送電用の超電導ケーブルを備える送電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
超電導ケーブルは、超電導材が臨界温度以下になるように冷却される必要がある。超電導ケーブルの従来の冷却手法では、特許文献１に記載の超電導ケーブル線路や特許文献２に記載の超電導ケーブルのように、超電導ケーブルを複数の区間に分割し、区間毎に冷媒を循環させるための循環冷媒流路を設けて、区間内で冷媒を循環させる構成を採用している。
【０００３】
【特許文献１】特開２００２−５６７２９号公報
【特許文献２】特開平１−１８６５１１号公報（第５図）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上述した超電導ケーブルの従来の冷却手法では、冷媒を循環させるが故に循環冷媒流路の経路ひいては冷却機構が複雑であるという課題を有している。そして、長距離での送電を考えると、循環冷媒流路を多数設けることになり、当該課題がより一層深刻になる。
【０００５】
本発明は、上記の状況に鑑み、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる送電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記目的を達成するために本発明に係る送電システムは、送電用の超電導ケーブルと、前記超電導ケーブルを冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路とを備え、前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内の前記液化ガスを冷却するための冷却装置を複数設けた構成とする。なお、前記冷却用管路は、前記超電導ケーブルの内部に設けられる形態、前記超電導ケーブルの外部に設けられる形態のいずれであっても構わない。
【０００７】
このような構成によると、冷却用管路が非循環であるので、循環経路が不要となり、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる。なお、長距離での送電では、冷却装置の設置数が増大するため、本発明による効果が顕著になる。
【０００８】
また、前記冷却装置の電源として、太陽光発電を行う電源を設けてもよい。このような構成によると、商用電源の設備がない場所にでも冷却装置を配置することができる。
【０００９】
また、前記超電導ケーブルで送電するための電力を生成する発電装置を設け、前記発電装置が生成した電力を前記超電導ケーブルに伝送する伝送部と前記超電導ケーブルとの接続部分に、前記冷却装置を設けてもよい。このような構成によると、効果的に冷媒（液化ガス）の冷却を行うことができる。
【００１０】
また、前記発電装置が太陽光発電装置であってもよい。
【００１１】
また、前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内に前記液化ガスを補充するための補充部を複数設けてもよい。このような構成によると、冷却用管路の途中で気化などにより冷媒（液化ガス）が減少するようなことがあっても、冷却状態を安定化させることができる。
【発明の効果】
【００１２】
本発明の構成によると、冷却用管路が非循環であるので、循環経路が不要となり、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１３】
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。本発明の第１実施形態に係る送電システムの概略構成を図１に示す。
【００１４】
図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、太陽光発電電力を超電導ケーブルによって送電する送電システムであって、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニットから出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２と、照明灯３と、負荷（例えば表示灯等）４とを有する太陽光発電ユニット１００を複数備えるとともに、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２とを有する太陽光発電ユニット１０１を複数備える。太陽光発電ユニット１００及び１０１は、太陽電池ユニット１の長手方向に沿って例えば高速道路の遮音壁ＮＢに配置され、太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べ１個の太陽光発電ユニット１０１を挟んでさらに太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べることを繰り返している。
【００１５】
また、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３、及び負荷４又は太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続される分電盤５と、分電盤５を介して太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３、及び負荷４並びに太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続されるＡＣ４００Ｖ送電線６とを備える。
【００１６】
さらに、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、ＡＣ４００Ｖ送電線６側からの電圧を高電圧に変圧して超電導ケーブル９側に供給する又は超電導ケーブル９側からの電圧を低電圧に変圧してＡＣ４００Ｖ送電線６側に供給する定格容量１５０ｋＶＡのトランス７と、冷媒（液化ガス）である液体窒素を超電導ケーブル９に供給するとともに、トランス７の高圧側と超電導ケーブル９との接続を仲介するガスステーション８と、ガスステーション８を介してＡＣ４００Ｖ送電線６に接続される超電導ケーブル９とを備える。なお、超電導ケーブル９はＡＣ２２ｋＶ以上の送電線として機能する。また、ガスステーション８は、液体窒素を冷却するための冷却装置としての機能と、液体窒素を補充するための補充部の機能とを兼ね備えている。
【００１７】
天候の良い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たって太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っている場合、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力は、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、トランス７、ガスステーション８、超電導ケーブル９へと順に渡っていくので、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９等によって他の電力消費地に送電される。なお、負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電される。一方、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、発電所等からの電力が超電導ケーブル９、ガスステーション８、トランス７、ＡＣ４００Ｖ送電線６、分電盤５、へと順に渡ってくることで、照明灯３及び負荷４に電力が供給される。
【００１８】
インバータ装置２は最大電力点追尾機能を有することが望ましく、本実施形態ではインバータ装置２が最大電力点追尾機能を有するものとする。インバータ装置２が最大電力点追尾制御を行っている場合、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１がＡＣ４００Ｖ送電線６に接続されると、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１から出力される電圧によるＡＣ４００Ｖ送電線６の電圧上昇が問題となる。この電圧上昇を抑制するために、ＡＣ４００Ｖ送電線６には所定の間隔でグリッドが設けられている。
【００１９】
次に、太陽電池ユニット１の構成例について図２を参照して説明する。図２に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を７５個有しており、７５個の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を直列数１且つ並列数７５で接続しており、高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１の並列方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。
【００２０】
高電圧出力薄膜太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図２に示す構成例のように、直列数を少なくして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の上限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。
【００２１】
太陽電池ユニット１の他の構成例について図３を参照して説明する。図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、結晶系太陽電池モジュールＭ２を７５個有しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べて、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を直列数２５且つ並列数３で接続しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べている方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。
【００２２】
結晶系太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図３に示す構成例のように、直列数を多くして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の下限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。
【００２３】
図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１内の３つの並列群を一列に並べているため、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とを接続するための接続ケーブルの引き回しが図２に示す構成例よりも多くなり、図２に示す構成例よりも電力損失が大きくなる。したがって、図３に示す構成例よりも図２に示す構成例の方がより好ましい。
【００２４】
次に、超電導ケーブルの冷却機構について図４を参照して説明する。図４は、図１における超電導ケーブル９とその冷却機構の全体像を示す図である。
【００２５】
超電導ケーブル９の一端には、液体窒素の入口部となる入口ステーション９０が設けられており、超電導ケーブル９の他端には、液体窒素の出口部となる出口ステーション９３が設けられており、さらに、入口ステーション９０と出口ステーション９３との間を非循環で連通してなる冷却用管路９６が超電導ケーブル９内部に設けられている。
【００２６】
入口ステーション９０は、液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク９１と、貯蔵タンク９１に貯蔵されている液体窒素を冷却用管路９６に圧送する圧送ポンプ９２とを備えている。出口ステーション９３は、冷却用管路９６から送られてきた液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク９４と、開状態になったときに貯蔵タンク９４に貯蔵されている液体窒素を外部に放出する開閉弁９５とを備えている。外部に放出する場合、気化させて大気中に放出しても構わないし、工場で配管して液体窒素のまま又は気化させて利用しても構わない。
【００２７】
ガスステーション８は、入口ステーション９０と出口ステーション９３との間に複数設けられている。ガスステーション８は、上述した通り、トランス７の高圧側と超電導ケーブル９との接続を仲介している。図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムでは、ガスステーション８の電源（加圧ポンプ８０の電源、制御部８６の電源など）に、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力を利用している。すなわち、ガスステーション８の電源は、トランス７の高圧側出力から電源をとっている。また、ガスステーション８は、冷却用管路９６中を流れる液体窒素が管路壁面との摩擦熱等により加温され、また送出圧力が徐々に減少するので、冷却用管路９６を流れる液体窒素を一旦取り出して、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却を行って冷却用管路９６に再送出する。
【００２８】
冷却用管路９６中を流れる液体窒素は、断熱された加圧状態にあるので、基本的には液体の状態が維持されるが、管路壁面との摩擦熱等により加圧状態といえども局所的にガスが発生する。ガス化した成分が増大し、気相と液相が混在すると、圧力が上昇し、搬送損失が増大する。そして、搬送損失の増大により液体部分の圧力が更に低くなり、冷却用管路９６中を流れる液体窒素がますますガス化しやすい状況になっていく。かかる状況を回避するために、ガスステーション８は、拡大流路であるガスセパレータ８２を備えている。ガスセパレータ８２は、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却のために冷却用管路９６から液体窒素を一旦取り出す部分の近傍に設けられることが好ましい。これにより、ガス成分をほとんど含まない状態で、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却の実施が可能となる。
【００２９】
ガスセパレータ８２には、バルブ８３及び８４を介して液面計８５が取り付けられている。そして、ガスセパレータ８２の上部には、開閉弁８７が配置された取出管が備えられ、開閉弁８７が開状態になるとガス化した成分が外部に取り出されるようになっている。また、液面計８５の液面位置を示す信号が制御部８６に入力され、制御部８６は液面計の液面位置信号に基づいて開閉弁８７及び８８を制御する。
【００３０】
したがって、気化したガス成分が、ガスセパレータ８２の上部のガス層領域に溜まっていくと、液面位置が徐々に低下していく。そして、第１の所定位置まで低下すると、液面位置が第１の所定位置まで低下したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６の制御により開閉弁８７が開く。これによりガスセパレータ８２内部のガス層領域に貯留されたガス成分が取出管を介して外部に取り出される。ガス成分が取り出されると、これに対応して液面位置が上昇していく。そして、貯留されたガス成分が十分に取り出され、液面位置が第２の所定位置まで上昇すると、液面位置が第２の所定位置まで上昇したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６の制御により開閉弁８７が閉じる。
【００３１】
このようにして、ガスセパレータ８２においては、その内部に貯留されたガス成分を定期的に外部に排出することができ、ガス成分が取り除かれた液体窒素が再び冷却管路９６を通り、出口ステーション９３に向けて搬送されていく。そして、ガスセパレータ８２を通過した液体窒素はガス成分を殆ど含まないので、気液分離層の形成に伴う圧力損失の増大を防止でき、スムーズな液体窒素の搬送を行うことが可能となる。なお、制御部８６による開閉弁８７の制御は、液面位置を一定に保つように弁開度をアナログ的に制御してもよい。
【００３２】
また、ガスステーション８は、補充用の液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク８９及び開閉弁８８を備えている。液面位置が第１の所定位置まで低下したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６により開閉弁８７が開き、液面位置が第２の所定位置まで上昇したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６により開閉弁８７が閉じた後、制御部８６は所定の期間開閉弁８８を開いて、貯蔵タンク８９に貯蔵されている補充用の液体窒素を冷却管路９６に補充する。なお、開閉弁８７の弁開度をアナログ的に制御する場合、開閉弁８７の弁開度に応じて開閉弁８８の弁開度をアナログ的に制御してもよい。
【００３３】
負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電されるが、太陽光発電ユニット１０１は一切負荷を有していないので、太陽光発電ユニット内の負荷で電力が消費されるおそれがない。このため、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムのように太陽光発電ユニット１０１を周期的に配置することで、ガスステーション８の電源を太陽光発電ユニット１０１の発電電力によって確保することができる。
【００３４】
ただし、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、超電導ケーブル９を経由して供給される発電所等からの電力をガスステーション８の電源に利用する。
【００３５】
上述した図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムでは、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合、照明灯３や負荷４の電源が確保できないという問題がある。かかる問題を解決することができる本発明の第２実施形態に係る送電システムを図５に示す。なお、図５において図１と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。
【００３６】
図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムは、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムにおいて、太陽光発電ユニット１００を太陽光発電ユニット１０２に置換し、太陽光発電ユニット１０１を太陽光発電ユニット１０３に置換した構成である。
【００３７】
太陽光発電ユニット１０２は太陽光発電ユニット１００に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成であり、太陽光発電ユニット１０３は太陽光発電ユニット１０１に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成である。蓄電デバイス１０及び発電機１１は図５に示すように分電盤５に接続される。
【００３８】
太陽光発電ユニット１０２では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、照明灯３や負荷４が電力を消費するときには放電により照明灯３や負荷４に電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、照明灯３や負荷４の電源を確保することができる。
【００３９】
太陽光発電ユニット１０３では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、及びトランス７を介してガスステーション８の加圧ポンプ又は循環ポンプに電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、太陽光発電ユニット１０３とガスステーション８との接続経路に異常がない限り、ガスステーション８の電源を確保することができる。
【００４０】
なお、システムの運用上、蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇するおそれが実質的に無いのであれば、発電機１１を設ける必要がないので、各太陽光発電ユニットが発電機１１を備えない構成にしてもよい。
【００４１】
上述した本発明の第１及び第２実施形態に係る送電システムは交流送電を採用したが、送電損失を低減する観点から直流送電を採用してもよい。直流送電を採用した本発明の第３実施形態に係る送電システムを図６に示す。なお、図６において図５と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。
【００４２】
図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムは、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムにおいて、太陽光発電ユニット１０２を太陽光発電ユニット１０４に置換し、太陽光発電ユニット１０３を太陽光発電ユニット１０５に置換し、ＡＣ４００Ｖ送電線６をＤＣ４００Ｖ送電線６’にし、トランス７をＤＣ／ＤＣコンバータ１３に置換した構成である。なお、図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムにおいて超電導ケーブル９はＤＣ２２ｋＶ以上の送電線として機能する。
【００４３】
太陽光発電ユニット１０４は太陽光発電ユニット１０２のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成であり、太陽光発電ユニット１０５は太陽光発電ユニット１０３のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成である。
【００４４】
図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムでは蓄電デバイス１０が直流電圧を入力するので、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムの場合に比べて、蓄電デバイス１０の具体的構成が簡単となる。一方、図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムでは発電機１１が直流電圧を出力する必要があるので、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムの場合に比べて、発電機１１の具体的構成が複雑となる。
【００４５】
なお、本発明は、上記の説明に限定されるものではなく、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えて実施することができる。
【００４６】
例えば、超電導ケーブル９の冷媒は液体窒素に限定されず、超電導ケーブル９の超電導材が臨界温度以下になるように超電導ケーブル９の超電導材を冷却することができる液化ガスであればよい。液化ガスの出口部において液化ガスを大気中に放出する場合、液体ヘリウム、液体ネオン、液体アルゴン等の液化不活性ガスや、酸素等の空気を構成して人体に悪影響を与えないガスを液化したものが好適である。
【００４７】
また、超電導材料に応じて液化ガスを適宜選択可能であるが、安全性や管理面を考慮すると、液体窒素を用いて、液体窒素温度で超電導現象が発現可能な高温超電導材料（臨界温度が液体窒素温度より高い超電導材料）を用いることが好ましい。
【００４８】
上述した実施形態では冷却用管路９６が超電導ケーブル９内部に設けられているが、超電導ケーブル９の超電導材が臨界温度以下になるように冷却されるのであれば、冷却用管路９６は超電導ケーブル９外部に設けられても構わない。
【００４９】
また、太陽電池ユニット１と変換装置（インバータ装置、ＤＣ／ＤＣコンバータ等）とを接続するための接続ケーブルの少なくとも一部を超電導ケーブルにしてもよい。特に、太陽電池ユニット１が図３に示すような構成である場合、ケーブルの引き回しが多いので超電導ケーブルを用いることが有用である。また、ＡＣ４００Ｖ送電線６或いはＤＣ４００Ｖ送電線６’を超電導ケーブルにしてもよい。
【図面の簡単な説明】
【００５０】
【図１】は、本発明の第１実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【図２】は、図１に示す送電システムが備える太陽電池ユニットの構成例を示す図である。
【図３】は、図１に示す送電システムが備える太陽電池ユニットの他の構成例を示す図である。
【図４】は、図１に示す送電システムが備える超電導ケーブルとその冷却機構との全体像を示す図である。
【図５】は、本発明の第２実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【図６】は、本発明の第３実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【符号の説明】
【００５１】
１ 太陽電池ユニット
２ インバータ装置
３ 照明灯
４ 負荷
５ 分電盤
６ ＡＣ４００Ｖ送電線
６’ ＤＣ４００Ｖ送電線
７ トランス
８ ガスステーション
９ 超電導ケーブル
１０ 蓄電デバイス
１１ 発電機
１２、１３ ＤＣ／ＤＣコンバータ
８０ 加圧ポンプ
８１ 冷却器
８２ ガスセパレータ
８３、８４ バルブ
８５ 液面計
８６ 制御部
８７、８８、９５ 開閉弁
８９、９１、９４ 貯蔵タンク
９０ 入口ステーション
９２ 圧送ポンプ
９３ 出口ステーション
９６ 冷却用管路
１００〜１０５ 太陽光発電ユニット
Ｍ１ 高電圧出力薄膜太陽電池モジュール
Ｍ２ 結晶系太陽電池モジュール
ＮＢ 遮音壁
【技術分野】
【０００１】
本発明は、送電システムに関し、特に送電用の超電導ケーブルを備える送電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
超電導ケーブルは、超電導材が臨界温度以下になるように冷却される必要がある。超電導ケーブルの従来の冷却手法では、特許文献１に記載の超電導ケーブル線路や特許文献２に記載の超電導ケーブルのように、超電導ケーブルを複数の区間に分割し、区間毎に冷媒を循環させるための循環冷媒流路を設けて、区間内で冷媒を循環させる構成を採用している。
【０００３】
【特許文献１】特開２００２−５６７２９号公報
【特許文献２】特開平１−１８６５１１号公報（第５図）
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上述した超電導ケーブルの従来の冷却手法では、冷媒を循環させるが故に循環冷媒流路の経路ひいては冷却機構が複雑であるという課題を有している。そして、長距離での送電を考えると、循環冷媒流路を多数設けることになり、当該課題がより一層深刻になる。
【０００５】
本発明は、上記の状況に鑑み、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる送電システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記目的を達成するために本発明に係る送電システムは、送電用の超電導ケーブルと、前記超電導ケーブルを冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路とを備え、前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内の前記液化ガスを冷却するための冷却装置を複数設けた構成とする。なお、前記冷却用管路は、前記超電導ケーブルの内部に設けられる形態、前記超電導ケーブルの外部に設けられる形態のいずれであっても構わない。
【０００７】
このような構成によると、冷却用管路が非循環であるので、循環経路が不要となり、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる。なお、長距離での送電では、冷却装置の設置数が増大するため、本発明による効果が顕著になる。
【０００８】
また、前記冷却装置の電源として、太陽光発電を行う電源を設けてもよい。このような構成によると、商用電源の設備がない場所にでも冷却装置を配置することができる。
【０００９】
また、前記超電導ケーブルで送電するための電力を生成する発電装置を設け、前記発電装置が生成した電力を前記超電導ケーブルに伝送する伝送部と前記超電導ケーブルとの接続部分に、前記冷却装置を設けてもよい。このような構成によると、効果的に冷媒（液化ガス）の冷却を行うことができる。
【００１０】
また、前記発電装置が太陽光発電装置であってもよい。
【００１１】
また、前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内に前記液化ガスを補充するための補充部を複数設けてもよい。このような構成によると、冷却用管路の途中で気化などにより冷媒（液化ガス）が減少するようなことがあっても、冷却状態を安定化させることができる。
【発明の効果】
【００１２】
本発明の構成によると、冷却用管路が非循環であるので、循環経路が不要となり、超電導ケーブルを簡素な構造で冷却することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１３】
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。本発明の第１実施形態に係る送電システムの概略構成を図１に示す。
【００１４】
図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、太陽光発電電力を超電導ケーブルによって送電する送電システムであって、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニットから出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２と、照明灯３と、負荷（例えば表示灯等）４とを有する太陽光発電ユニット１００を複数備えるとともに、太陽電池ユニット１と、太陽電池ユニット１から出力される直流電圧を交流電圧に変換するインバータ装置２とを有する太陽光発電ユニット１０１を複数備える。太陽光発電ユニット１００及び１０１は、太陽電池ユニット１の長手方向に沿って例えば高速道路の遮音壁ＮＢに配置され、太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べ１個の太陽光発電ユニット１０１を挟んでさらに太陽光発電ユニット１００を所定数（例えば９個）連続で並べることを繰り返している。
【００１５】
また、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３、及び負荷４又は太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続される分電盤５と、分電盤５を介して太陽光発電ユニット１００のインバータ装置２、照明灯３、及び負荷４並びに太陽光発電ユニット１０１のインバータ装置２に接続されるＡＣ４００Ｖ送電線６とを備える。
【００１６】
さらに、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムは、ＡＣ４００Ｖ送電線６側からの電圧を高電圧に変圧して超電導ケーブル９側に供給する又は超電導ケーブル９側からの電圧を低電圧に変圧してＡＣ４００Ｖ送電線６側に供給する定格容量１５０ｋＶＡのトランス７と、冷媒（液化ガス）である液体窒素を超電導ケーブル９に供給するとともに、トランス７の高圧側と超電導ケーブル９との接続を仲介するガスステーション８と、ガスステーション８を介してＡＣ４００Ｖ送電線６に接続される超電導ケーブル９とを備える。なお、超電導ケーブル９はＡＣ２２ｋＶ以上の送電線として機能する。また、ガスステーション８は、液体窒素を冷却するための冷却装置としての機能と、液体窒素を補充するための補充部の機能とを兼ね備えている。
【００１７】
天候の良い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たって太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っている場合、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力は、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、トランス７、ガスステーション８、超電導ケーブル９へと順に渡っていくので、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９等によって他の電力消費地に送電される。なお、負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電される。一方、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、発電所等からの電力が超電導ケーブル９、ガスステーション８、トランス７、ＡＣ４００Ｖ送電線６、分電盤５、へと順に渡ってくることで、照明灯３及び負荷４に電力が供給される。
【００１８】
インバータ装置２は最大電力点追尾機能を有することが望ましく、本実施形態ではインバータ装置２が最大電力点追尾機能を有するものとする。インバータ装置２が最大電力点追尾制御を行っている場合、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１がＡＣ４００Ｖ送電線６に接続されると、多数の太陽光発電ユニット１００及び１０１から出力される電圧によるＡＣ４００Ｖ送電線６の電圧上昇が問題となる。この電圧上昇を抑制するために、ＡＣ４００Ｖ送電線６には所定の間隔でグリッドが設けられている。
【００１９】
次に、太陽電池ユニット１の構成例について図２を参照して説明する。図２に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、開放電圧２４０Ｖ以上の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を７５個有しており、７５個の高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１を直列数１且つ並列数７５で接続しており、高電圧出力薄膜太陽電池モジュールＭ１の並列方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。
【００２０】
高電圧出力薄膜太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図２に示す構成例のように、直列数を少なくして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の上限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。
【００２１】
太陽電池ユニット１の他の構成例について図３を参照して説明する。図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１は、結晶系太陽電池モジュールＭ２を７５個有しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べて、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を直列数２５且つ並列数３で接続しており、７５個の結晶系太陽電池モジュールＭ２を一列に並べている方向が太陽電池ユニット１の長手方向になる。そして、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とが接続ケーブルにより接続されている。
【００２２】
結晶系太陽電池モジュールを用いて太陽電池ユニットを構成する場合、図３に示す構成例のように、直列数を多くして太陽電池ユニットの開放電圧が所定の範囲の下限を超えないようにする必要がある。なお、前記所定の範囲は太陽電池ユニットの出力電圧を変換する変換装置（例えばインバータ装置）の仕様に従って設定される。
【００２３】
図３に示す構成例では、太陽電池ユニット１内の３つの並列群を一列に並べているため、太陽電池ユニット１とインバータ装置２とを接続するための接続ケーブルの引き回しが図２に示す構成例よりも多くなり、図２に示す構成例よりも電力損失が大きくなる。したがって、図３に示す構成例よりも図２に示す構成例の方がより好ましい。
【００２４】
次に、超電導ケーブルの冷却機構について図４を参照して説明する。図４は、図１における超電導ケーブル９とその冷却機構の全体像を示す図である。
【００２５】
超電導ケーブル９の一端には、液体窒素の入口部となる入口ステーション９０が設けられており、超電導ケーブル９の他端には、液体窒素の出口部となる出口ステーション９３が設けられており、さらに、入口ステーション９０と出口ステーション９３との間を非循環で連通してなる冷却用管路９６が超電導ケーブル９内部に設けられている。
【００２６】
入口ステーション９０は、液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク９１と、貯蔵タンク９１に貯蔵されている液体窒素を冷却用管路９６に圧送する圧送ポンプ９２とを備えている。出口ステーション９３は、冷却用管路９６から送られてきた液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク９４と、開状態になったときに貯蔵タンク９４に貯蔵されている液体窒素を外部に放出する開閉弁９５とを備えている。外部に放出する場合、気化させて大気中に放出しても構わないし、工場で配管して液体窒素のまま又は気化させて利用しても構わない。
【００２７】
ガスステーション８は、入口ステーション９０と出口ステーション９３との間に複数設けられている。ガスステーション８は、上述した通り、トランス７の高圧側と超電導ケーブル９との接続を仲介している。図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムでは、ガスステーション８の電源（加圧ポンプ８０の電源、制御部８６の電源など）に、太陽光発電ユニット１００及び１０１の発電電力を利用している。すなわち、ガスステーション８の電源は、トランス７の高圧側出力から電源をとっている。また、ガスステーション８は、冷却用管路９６中を流れる液体窒素が管路壁面との摩擦熱等により加温され、また送出圧力が徐々に減少するので、冷却用管路９６を流れる液体窒素を一旦取り出して、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却を行って冷却用管路９６に再送出する。
【００２８】
冷却用管路９６中を流れる液体窒素は、断熱された加圧状態にあるので、基本的には液体の状態が維持されるが、管路壁面との摩擦熱等により加圧状態といえども局所的にガスが発生する。ガス化した成分が増大し、気相と液相が混在すると、圧力が上昇し、搬送損失が増大する。そして、搬送損失の増大により液体部分の圧力が更に低くなり、冷却用管路９６中を流れる液体窒素がますますガス化しやすい状況になっていく。かかる状況を回避するために、ガスステーション８は、拡大流路であるガスセパレータ８２を備えている。ガスセパレータ８２は、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却のために冷却用管路９６から液体窒素を一旦取り出す部分の近傍に設けられることが好ましい。これにより、ガス成分をほとんど含まない状態で、加圧ポンプ８０による加圧及び冷却器８１による冷却の実施が可能となる。
【００２９】
ガスセパレータ８２には、バルブ８３及び８４を介して液面計８５が取り付けられている。そして、ガスセパレータ８２の上部には、開閉弁８７が配置された取出管が備えられ、開閉弁８７が開状態になるとガス化した成分が外部に取り出されるようになっている。また、液面計８５の液面位置を示す信号が制御部８６に入力され、制御部８６は液面計の液面位置信号に基づいて開閉弁８７及び８８を制御する。
【００３０】
したがって、気化したガス成分が、ガスセパレータ８２の上部のガス層領域に溜まっていくと、液面位置が徐々に低下していく。そして、第１の所定位置まで低下すると、液面位置が第１の所定位置まで低下したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６の制御により開閉弁８７が開く。これによりガスセパレータ８２内部のガス層領域に貯留されたガス成分が取出管を介して外部に取り出される。ガス成分が取り出されると、これに対応して液面位置が上昇していく。そして、貯留されたガス成分が十分に取り出され、液面位置が第２の所定位置まで上昇すると、液面位置が第２の所定位置まで上昇したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６の制御により開閉弁８７が閉じる。
【００３１】
このようにして、ガスセパレータ８２においては、その内部に貯留されたガス成分を定期的に外部に排出することができ、ガス成分が取り除かれた液体窒素が再び冷却管路９６を通り、出口ステーション９３に向けて搬送されていく。そして、ガスセパレータ８２を通過した液体窒素はガス成分を殆ど含まないので、気液分離層の形成に伴う圧力損失の増大を防止でき、スムーズな液体窒素の搬送を行うことが可能となる。なお、制御部８６による開閉弁８７の制御は、液面位置を一定に保つように弁開度をアナログ的に制御してもよい。
【００３２】
また、ガスステーション８は、補充用の液体窒素を貯蔵する貯蔵タンク８９及び開閉弁８８を備えている。液面位置が第１の所定位置まで低下したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６により開閉弁８７が開き、液面位置が第２の所定位置まで上昇したことを示す液面位置信号を制御部８６が受けて、制御部８６により開閉弁８７が閉じた後、制御部８６は所定の期間開閉弁８８を開いて、貯蔵タンク８９に貯蔵されている補充用の液体窒素を冷却管路９６に補充する。なお、開閉弁８７の弁開度をアナログ的に制御する場合、開閉弁８７の弁開度に応じて開閉弁８８の弁開度をアナログ的に制御してもよい。
【００３３】
負荷４が天候の良い日中においても電力を消費する負荷である場合、太陽光発電ユニット１００の発電電力は負荷４にも送電されるが、太陽光発電ユニット１０１は一切負荷を有していないので、太陽光発電ユニット内の負荷で電力が消費されるおそれがない。このため、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムのように太陽光発電ユニット１０１を周期的に配置することで、ガスステーション８の電源を太陽光発電ユニット１０１の発電電力によって確保することができる。
【００３４】
ただし、夜間や天候の悪い日中であって太陽電池ユニット１に日が当たらず太陽光発電ユニット１００及び１０１が発電を行っていない場合、超電導ケーブル９を経由して供給される発電所等からの電力をガスステーション８の電源に利用する。
【００３５】
上述した図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムでは、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合、照明灯３や負荷４の電源が確保できないという問題がある。かかる問題を解決することができる本発明の第２実施形態に係る送電システムを図５に示す。なお、図５において図１と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。
【００３６】
図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムは、図１に示す本発明の第１実施形態に係る送電システムにおいて、太陽光発電ユニット１００を太陽光発電ユニット１０２に置換し、太陽光発電ユニット１０１を太陽光発電ユニット１０３に置換した構成である。
【００３７】
太陽光発電ユニット１０２は太陽光発電ユニット１００に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成であり、太陽光発電ユニット１０３は太陽光発電ユニット１０１に蓄電デバイス１０及び発電機（例えばディーゼル発電機）１１を付加した構成である。蓄電デバイス１０及び発電機１１は図５に示すように分電盤５に接続される。
【００３８】
太陽光発電ユニット１０２では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、照明灯３や負荷４が電力を消費するときには放電により照明灯３や負荷４に電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、照明灯３や負荷４の電源を確保することができる。
【００３９】
太陽光発電ユニット１０３では、蓄電デバイス１０は、太陽電池ユニット１の発電電力を蓄電するとともに、分電盤５、ＡＣ４００Ｖ送電線６、及びトランス７を介してガスステーション８の加圧ポンプ又は循環ポンプに電力を供給する。また、発電機１１は蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇した場合に動作する。これにより、ＡＣ４００Ｖ送電線６や超電導ケーブル９で送電異常が生じた場合でも、太陽光発電ユニット１０３とガスステーション８との接続経路に異常がない限り、ガスステーション８の電源を確保することができる。
【００４０】
なお、システムの運用上、蓄電デバイス１０の蓄電が枯渇するおそれが実質的に無いのであれば、発電機１１を設ける必要がないので、各太陽光発電ユニットが発電機１１を備えない構成にしてもよい。
【００４１】
上述した本発明の第１及び第２実施形態に係る送電システムは交流送電を採用したが、送電損失を低減する観点から直流送電を採用してもよい。直流送電を採用した本発明の第３実施形態に係る送電システムを図６に示す。なお、図６において図５と同一の部分には同一の符号を付し詳細な説明を省略する。
【００４２】
図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムは、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムにおいて、太陽光発電ユニット１０２を太陽光発電ユニット１０４に置換し、太陽光発電ユニット１０３を太陽光発電ユニット１０５に置換し、ＡＣ４００Ｖ送電線６をＤＣ４００Ｖ送電線６’にし、トランス７をＤＣ／ＤＣコンバータ１３に置換した構成である。なお、図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムにおいて超電導ケーブル９はＤＣ２２ｋＶ以上の送電線として機能する。
【００４３】
太陽光発電ユニット１０４は太陽光発電ユニット１０２のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成であり、太陽光発電ユニット１０５は太陽光発電ユニット１０３のインバータ装置２をＤＣ／ＤＣコンバータ１２を置換した構成である。
【００４４】
図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムでは蓄電デバイス１０が直流電圧を入力するので、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムの場合に比べて、蓄電デバイス１０の具体的構成が簡単となる。一方、図６に示す本発明の第３実施形態に係る送電システムでは発電機１１が直流電圧を出力する必要があるので、図５に示す本発明の第２実施形態に係る送電システムの場合に比べて、発電機１１の具体的構成が複雑となる。
【００４５】
なお、本発明は、上記の説明に限定されるものではなく、発明の主旨を逸脱しない範囲で種々の変更を加えて実施することができる。
【００４６】
例えば、超電導ケーブル９の冷媒は液体窒素に限定されず、超電導ケーブル９の超電導材が臨界温度以下になるように超電導ケーブル９の超電導材を冷却することができる液化ガスであればよい。液化ガスの出口部において液化ガスを大気中に放出する場合、液体ヘリウム、液体ネオン、液体アルゴン等の液化不活性ガスや、酸素等の空気を構成して人体に悪影響を与えないガスを液化したものが好適である。
【００４７】
また、超電導材料に応じて液化ガスを適宜選択可能であるが、安全性や管理面を考慮すると、液体窒素を用いて、液体窒素温度で超電導現象が発現可能な高温超電導材料（臨界温度が液体窒素温度より高い超電導材料）を用いることが好ましい。
【００４８】
上述した実施形態では冷却用管路９６が超電導ケーブル９内部に設けられているが、超電導ケーブル９の超電導材が臨界温度以下になるように冷却されるのであれば、冷却用管路９６は超電導ケーブル９外部に設けられても構わない。
【００４９】
また、太陽電池ユニット１と変換装置（インバータ装置、ＤＣ／ＤＣコンバータ等）とを接続するための接続ケーブルの少なくとも一部を超電導ケーブルにしてもよい。特に、太陽電池ユニット１が図３に示すような構成である場合、ケーブルの引き回しが多いので超電導ケーブルを用いることが有用である。また、ＡＣ４００Ｖ送電線６或いはＤＣ４００Ｖ送電線６’を超電導ケーブルにしてもよい。
【図面の簡単な説明】
【００５０】
【図１】は、本発明の第１実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【図２】は、図１に示す送電システムが備える太陽電池ユニットの構成例を示す図である。
【図３】は、図１に示す送電システムが備える太陽電池ユニットの他の構成例を示す図である。
【図４】は、図１に示す送電システムが備える超電導ケーブルとその冷却機構との全体像を示す図である。
【図５】は、本発明の第２実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【図６】は、本発明の第３実施形態に係る送電システムの概略構成を示す図である。
【符号の説明】
【００５１】
１ 太陽電池ユニット
２ インバータ装置
３ 照明灯
４ 負荷
５ 分電盤
６ ＡＣ４００Ｖ送電線
６’ ＤＣ４００Ｖ送電線
７ トランス
８ ガスステーション
９ 超電導ケーブル
１０ 蓄電デバイス
１１ 発電機
１２、１３ ＤＣ／ＤＣコンバータ
８０ 加圧ポンプ
８１ 冷却器
８２ ガスセパレータ
８３、８４ バルブ
８５ 液面計
８６ 制御部
８７、８８、９５ 開閉弁
８９、９１、９４ 貯蔵タンク
９０ 入口ステーション
９２ 圧送ポンプ
９３ 出口ステーション
９６ 冷却用管路
１００〜１０５ 太陽光発電ユニット
Ｍ１ 高電圧出力薄膜太陽電池モジュール
Ｍ２ 結晶系太陽電池モジュール
ＮＢ 遮音壁
【特許請求の範囲】
【請求項１】
送電用の超電導ケーブルと、
前記超電導ケーブルを冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、
前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路とを備え、
前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内の前記液化ガスを冷却するための冷却装置を複数設けたことを特徴とする送電システム。
【請求項２】
前記冷却装置の電源として、太陽光発電を行う電源を設けた請求項１に記載の送電システム。
【請求項３】
前記超電導ケーブルで送電するための電力を生成する発電装置を設け、前記発電装置が生成した電力を前記超電導ケーブルに伝送する伝送部と前記超電導ケーブルとの接続部分に、前記冷却装置を設けた請求項１又は請求項２に記載の送電システム。
【請求項４】
前記発電装置が太陽光発電装置である請求項３に記載の送電システム。
【請求項５】
前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内に前記液化ガスを補充するための補充部を複数設けた請求項１から４のいずれか１項に記載の送電システム。
【請求項１】
送電用の超電導ケーブルと、
前記超電導ケーブルを冷却するための冷媒となる液化ガスの入口部及び出口部と、
前記入口部と前記出口部との間を非循環で連通してなり、前記液化ガスが流れる冷却用管路とを備え、
前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内の前記液化ガスを冷却するための冷却装置を複数設けたことを特徴とする送電システム。
【請求項２】
前記冷却装置の電源として、太陽光発電を行う電源を設けた請求項１に記載の送電システム。
【請求項３】
前記超電導ケーブルで送電するための電力を生成する発電装置を設け、前記発電装置が生成した電力を前記超電導ケーブルに伝送する伝送部と前記超電導ケーブルとの接続部分に、前記冷却装置を設けた請求項１又は請求項２に記載の送電システム。
【請求項４】
前記発電装置が太陽光発電装置である請求項３に記載の送電システム。
【請求項５】
前記入口部と前記出口部との間に、前記冷却用管路内に前記液化ガスを補充するための補充部を複数設けた請求項１から４のいずれか１項に記載の送電システム。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【公開番号】特開２０１０−１４６８６７（Ｐ２０１０−１４６８６７Ａ）
【公開日】平成２２年７月１日（２０１０．７．１）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２００８−３２３３４１（Ｐ２００８−３２３３４１）
【出願日】平成２０年１２月１９日（２００８．１２．１９）
【出願人】（０００００５０４９）シャープ株式会社 (33,933)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２２年７月１日（２０１０．７．１）
【国際特許分類】
【出願日】平成２０年１２月１９日（２００８．１２．１９）
【出願人】（０００００５０４９）シャープ株式会社 (33,933)
【Ｆターム（参考）】
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