| ダイレクトリンク (Terranora) インターコネクタ | |
|---|---|
Directlink（Terranora）インターコネクターの場所 | |
| 位置 | |
| 国 | オーストラリア |
| 州 | ニューサウスウェールズ州 |
| 一般的な方向性 | 南北 |
| から | マランビンビー |
| に | バンガローラ |
| 所有権情報 | |
| 所有者 | エネルギーインフラ投資（EII） |
| オペレーター | APAグループ |
| 建設情報 | |
| 導体/ケーブルメーカー | ABB |
| 変電所メーカー | ABB |
| 請負業者 | トランスエナジー・オーストラリア |
| 委託 | 2000 |
| 技術情報 | |
| タイプ | 陸上ケーブル（埋設） |
| 電流の種類 | HVDC VSC |
| 全長 | 63 km (39 マイル) |
| 出力定格 | 180MW |
| 交流電圧 | 110 kV (バンガローラ)、132 kV (マランビンビー) |
| 直流電圧 | ±80 kV |
| 回路数 | 3 |
ダイレクトリンク（テラノーラ） インターコネクターは、ラバティーズギャップ（28°34′15″S 153°27′8″E / 28.57083°S 153.45222°E / -28.57083; 153.45222（ダイレクトリンク - マランビンビー静止型インバータプラント））付近からニューサウスウェールズ州マランビンビーおよびバンガローラ（ 28°15′20″S 153°28′20″E / 28.25556°S 153.47222°E / -28.25556; 153.47222）の南西5キロメートル（3.1マイル）に位置する、埋設および地上の混合59キロメートル（37マイル）の高電圧直流（HVDC）電力送電ケーブルルートです。 (ダイレクトリンク - ブンガローラ静止型インバータプラント) ) および 3.5 km (2.2 mi) の交流架空送電線を経由して北東のテラノーラ変電所( 28°14′28.3″S 153°30′12.7″E / 28.241194°S 153.503528°E / -28.241194; 153.503528 (エッセンシャルエネルギー - テラノーラ変電所) )に接続され、オーストラリア東部ニューサウスウェールズ州テラノーラにあります。DC ケーブルは、地上の亜鉛メッキ鋼トラフと深さ最大 1 メートルの地下を交互に敷設されています。
これはニューサウスウェールズ州とクイーンズランド州の間で電力を取引するために使用される2つの相互接続のうちの1つです（もう1つは330kVデュアルサーキットクイーンズランド-ニューサウスウェールズ相互接続（QNI）です）。[1]
歴史
この連系線は、ノースパワー（後のカントリー・エナジー）、トランスエナジー（ハイドロ・ケベックの子会社） 、FTQ連系基金の合弁会社によって開発された。[2] [3]この連系線を建設する動機となったのは、クイーンズランド州南部の電力不足とニューサウスウェールズ州の余剰容量であった。これは独立送電プロジェクトとして開発された。[2] 1999年12月に運用開始され、2000年4月に運用を開始した。[2] [4]ニューサウスウェールズ州とクイーンズランド州の送電系統が接続されたのはこれが初めてであった。[5]建設費は7,000万米ドルであった。[6]
2006年12月、ダイレクトリンクがオーストラリアン・パイプライン・トラスト（APT、 APAグループ傘下）に1億3,300万ドルで買収されることが発表された。[3]取引は2007年2月に完了した。[7]
当初、この相互接続網は非規制市場ネットワークサービスとして運用されていました。しかし、2004年5月6日に規制ネットワークサービスへの転換申請が提出され、2006年3月10日にオーストラリアエネルギー規制当局によって承認されました。 [8]
2008年12月、ダイレクトリンク（およびマレーリンク）の所有権はエネルギー・インフラストラクチャー・インベストメンツ・グループに移管され、APAグループは引き続き運営を行った。[9] [10] EIIの所有権は、APAが19.9%、日本の丸紅が49.9%、大阪ガスが30.2%となっている。[11]
技術的な説明
ダイレクトリンク（テラノーラ）相互接続網は、全長59キロメートル（37マイル）のHVDC陸上ケーブルルートです。このシステムは、各ステーションに3台の65MVA電圧源変換器を備え、3対の送電ケーブルで接続されています。各ケーブル対は±80kVで動作し、60MWの電力を送電します。ニューサウスウェールズ州では132kV交流送電網に、クイーンズランド州では110kV交流送電網に接続されています。[12] [13]
連系線の総定格は180MWである。[12]損失を差し引いた最大純送電量は約170MWである。ケーブル1組が故障した場合、利用可能な容量は約115MWである。ケーブル2組が使用不能になった場合、利用可能な容量は約57MWである。[1]ただし、限られた期間、連系線が最大250MWの過負荷モードで動作したケースもあった。ニューサウスウェールズ方向の潮流の制限要因は、テラノラ–マッジラバ110kV送電線とマランビンビー–ダヌーン132kV送電線の熱定格であり、クイーンズランド方向の潮流の制限要因は、リズモア–ダヌーン132kV送電線の熱定格である。[14]
このプロジェクトでは、送電ルートの環境への影響が少ないこと、そして両端のIGBT変換所が実電力と無効電力の両方を正確に制御できることから、 HVDC VSCが採用されました。個々の水冷式IGBTモジュールの定格は2.5kV、500Aであり、[5]複数のユニットを直列に接続することで、必要な電圧定格を達成しています。
参考文献
- ^ ab 「ニューサウスウェールズ州ファー・ノース・コーストへの電力供給の発展。補足報告書」（PDF）。TransGrid 。 2010年5月。p. 7。 2011年7月24日時点のオリジナル（PDF）からアーカイブ。 2011年6月12日閲覧。
- ^ abc 「Directlink Project Queensland – New South Wales in Australia」（PDF）ABB 2011年8月20日時点のオリジナル（PDF）からアーカイブ。2011年6月9日閲覧。
- ^ ab Grant-Taylor, Tony (2016年12月20日). 「APTがDirectLink回線を買収」. The Courier-Mail . News Limited . 2011年6月12日閲覧。
- ^ 「ネットワーク相互接続：マレーリンク：地下接続」Power-Gen Worldwide、PennWell Corporation、2001年5月1日。 2011年6月8日閲覧。
- ^ ab Sood, Vijay K. (2004). HVDCおよびFACTSコントローラ：電力システムにおける静的コンバータの応用. Springer . pp. 172, 174. ISBN 978-1-4020-7890-3。
- ^ 「電力・ガス会社が通信会社を脅かす可能性」Transmission & Distribution World、ペントンメディア、1999年2月1日。2011年9月28日時点のオリジナルよりアーカイブ。 2011年6月12日閲覧。
- ^ Wong, Fayen (2008年2月25日). 「APAグループ、上半期利益が上昇、見通しを上方修正」ロイター. 2011年6月12日閲覧。
- ^ 「AER、Directlinkへの切り替えを最終決定」（プレスリリース）AER、2006年3月10日。2012年3月25日時点のオリジナルよりアーカイブ。 2011年6月12日閲覧。
- ^ 「電力送電ネットワークサービスプロバイダー Directlink と Murraylink の修正コスト配分方法」(PDF) AER 2010年3月2011年6月12日閲覧。
- ^ 電力送電ネットワークサービスプロバイダー - DirectlinkとMurraylinkの修正コスト配分方法 - 2010年3月
- ^ 「電力伝送相互接続 - APAグループ」www.apa.com.au。2017年9月22日時点のオリジナルよりアーカイブ。2018年12月30日閲覧。
- ^ ab "Terranora インターコネクター (Directlink)". ABB . 2011年6月9日閲覧。
- ^ Arrillaga, J.; Liu, YH; Watson, NR (2007). フレキシブル電力伝送：HVDCオプション. John Wiley & Sons . p. 310. ISBN 978-0-470-05688-2。
- ^ 「最終手段計画権限の見直し」（PDF）シンクレア・ナイト・メルツAEMC 2010年9月17日 p. 5。 2016年3月6日時点のオリジナル（PDF）からアーカイブ。 2011年6月12日閲覧。
