直流送電（ちょくりゅうそうでん）とは、直流で送電する方法・方式のことである。
概要 エジソン（エジソン電灯会社）のPearl Street Stationが直流発電機で発電し、直流で送電するということを、1882年1月にロンドン、同年9月にニューヨークで行い、一時期は送電と言えば直流が標準であった。しかし、ニコラ・テスラやジョージ・ウェスティングハウスらが交流送電の利点に気付いてそれを推すようになり、激しい電流戦争の末、結局直流送電はすたれ、交流送電が一般化した。
かつては変圧が容易なこともあり、交流送電が採用され電磁気学上の解説については電流戦争>送電損失、の項目を参照世界的に普及したが、海底ケーブルなどを利用した送電の場合、ケーブルと大地の間で充放電電流として流れてしまい、受電端にわずかな電気しか到達しないことが問題となった。海底ケーブルについてはなお直流送電の歴史自体は#日本国外の事例およびHVDCの詳細＞#直流送電の歴史の項目を参照。1954年にスウェーデンで直流連系プロジェクトが行われ、本土とゴットランドの約100km間で直流送電が行われた。この際の電圧は100kV、送電容量は20MWであり、当時は半導体技術がなく、大型の水銀整流器が採用された境武久「高電圧大容量直流送電について」（電気設備学会誌、2021.2）P.47、PDF-P.2。
経済的な観点では、変電所の建設費と送電ロスのコスト比較が重要な観点であり、建設費については交流変電所＜交直変換所であり、送電ロスについては交流送電＞直流送電であり、距離が長くなるほど直流送電のコストが小さくなる。架空送電線の場合は600kmから800km以上で、送電ケーブル「電線」は導電体（銅など）を絶縁体で被覆した線であるのに対し、「ケーブル」は電線を複数束ねたうえ保護被膜をコーティングしたものであり、海底送電など強度がとりわけ要求される環境で採用される。このケーブルに交流を通すと、内部の複数の電線を流れる電流間で誘電損失や近接損失が生じ、結果として直流で流すよりも損失が発生する。の場合では40kmから120km以上で直流送電が有利と考えられており、実際の大型プロジェクトでは40km以上はほぼ直流送電が採用されている境武久「高電圧大容量直流送電について」（電気設備学会誌、2021.2）P.47、PDF-P.2。北本連系線などでは直流を採用している。
長所 同実効電圧の交流よりも、最高電圧が小さく、絶縁が容易である。逆に言えば、同じ耐電圧の設備でもより大容量の電力を送れる。 表皮効果を生じないため導体利用率がよく、電力あたりの電流が小さいため電圧降下・電力損失が小さい。 2条の導体で送電できる（大地を帰路とした場合は1条でも可能であるが、電蝕や通信への影響が大きいのでその対策が必要）。 帰路の線路を設けた場合、交流に比較して電波障害が小さい。 正負2回線にした場合、帰路を共用できるため、3条で2条に比較して2倍の電力を送れる（交流は1.73倍）。 交流の電力系統を周波数的・電圧的に分離できる。周波数動揺などの影響を遮断できて潮流調整が容易。 電線路のリアクタンスによる電圧降下やフェランチ効果（電圧上昇）を考慮する必要がなく、また調相設備が不要である。 静電容量による充電電流が存在しないため、特にケーブル送電の場合、容量性リアクタンスによる送電容量の制限がない。
短所 交流送電に比べて変圧設備が高価であり、過負荷容量が小さい。短距離の送電では、同距離の交流送電に比べて、変圧設備でのロスが大きくなる。この変圧の難しさは、大容量送電の効率が決定的に違ってしまうという、かつて直流送電が交流送電に敗れた最大の要因であり、現在でも高圧の直流と直流とで変圧することはまず無い。 大容量の直流遮断は難しい。交流は電流零点を有するため、この点で電流を遮断する事が可能である。電力系統で使われる遮断器は容量が大きいため、遮断する段階での細工は不要である。一方直流は零点がないため、大容量の遮断器では零点を作る細工が必要である。通常は外部に蓄えたエネルギーを逆電流として挿入するか、直流に自励振動の電流を重畳させて零点を作る工夫が必要である。この方法は一部低電圧、高電圧大電流用に開発がなされ、実用化の検証が終了している。ただし交直変換器で交流→直流や交流→直流→交流という回路になっている場合は、変換器の停止や交流側に遮断器を設けることで、この点は大幅に緩和もしくは無視できる。 交直変換の際の高調波に対する対策が必要である。3相の全波整流（6アーム構成）では6n±1の高調波が交流系統側に、6nの高調波が直流系統側に流出する（nは自然数）。交流系統と連系する変圧器（変換用変圧器）2台を位相を30度ずらして接続すると交流系統への流出高調波は12n±1に、直流系統への流出高調波12nになる。これらの高調波が系統に与える影響を抑えるために変換所には高調波フィルタを設置する必要がある。影響は交流、直流の系統構成によって異なるため、事前の解析が重要である。 交流送電に比べて（直流 - 交流変換の設備が必要な分だけ）初期投資が高価である。
構成要素 整流器: 高電圧であるので整流素子として光サイリスタが使用される。 電線路 制御装置: 大容量であるので冗長性を持った構成とする。
用途 交流送電では充電電流が大きくなる海底ケーブル送電。 異周波数の連系。 交流送電ループを作らないための非同期連系用。
国内の導入例 用途1に相当 北本連系 : 本州（上北変換所） - 北海道（函館変換所）間を結ぶ、日本初の本格的な直流送電。1979年運転開始。送電距離167 km（うちケーブル部分43 km）、運転電圧±250 kV、容量60万kW。電源開発送変電ネットワーク所有。 紀伊水道直流連系 : 本州（紀北変換所） - 四国（阿南変換所）間を結ぶ、世界最大級の設計電圧である直流送電。2000年運転開始。送電距離100 km（うちケーブル部分49 km）、運転電圧±250 kV、容量140万 kW（設計電圧±500 kV、設計容量280万 kW）。電源開発送変電ネットワーク・関西電力送配電・四国電力送配電共同所有。 用途2に相当 佐久間周波数変換所 新信濃変電所 東清水変電所 飛騨信濃周波数変換設備 用途3に相当 南福光連系所 : 中部電力パワーグリッドと北陸電力送配電を結ぶ、「0 kmの直流送電」。交流で連系すると、関西電力送配電の連系線も合わせてループ状になるため、安定度の点から系統を分離して連系することとした。富山県南砺市。1999年運転開始、容量30万kW。中部電力パワーグリッド・北陸電力送配電共同所有。
日本国外の事例およびHVDCの詳細 直流送電方式に関しては、米国や欧州では高圧直流送電 (high-voltage, direct current - 以下HVDC) という名称の技術として認識されている（各国語版参照）。以降では国際的事例とともに、HVDCに関して上記と重複する部分があるが詳細を記述する。
概説
長距離送電においては、HVDCシステムはより安価であり、電気的な損失が低い。短距離送電においては、直流連系の他の利点は有用である一方で、交流システムとくらべ直流変換装置のコストが高くつくことが確実となるだろう。
HVDC送電の近代的な形式なものは、アセア社で1930年代のスウェーデンにおいて大規模に開発された技術を使用している。初期の商業的導入は1951年のモスクワとカシーラ間、および1954年のゴトランドとスウェーデン本土間の10-20 MWシステムを含むNarain G. Hingorani in magazine, 1996.。
世界における最長距離のHVDC連系は現在、コンゴ民主共和国における、インガ・ダムからシャバ銅山を接続するインガ-シャバ間1,700 km / 600 MW連系である。
高圧送電 高電圧による送電は、電線の電気抵抗によるエネルギー損失を低減するために用いられる。一定量の電力輸送では、より高い電圧とすることにより送電電力損が抑制される。回路中の電力は電流に比例するが、電線の発熱のような電力損は電流の2乗に比例する。しかし、電力は電圧にも比例するので、特定の電力レベルにおいては、高電圧は低電流とトレードオフの関係でありうる。すなわち、電圧を上げれば上げるほど電力損は低減する。電力損は電気抵抗を少なくすることでも低減可能であり、通常導体直径を太くすることでそれは達成される。しかし太い導体は重く、より高価となってしまう。
高電圧は電灯や動力には簡単に利用できないので、送電レベルの電圧は需要家装置に適合するよう変換されなければならない。変圧器は交流でしか機能しないが、電圧変換を行うのには適している。直流方式のトーマス・エジソンと、交流方式のニコラ・テスラおよびジョージ・ウェスティングハウスとの競争は電流戦争として知られ、交流方式は明らかに勝利した。
実用的に直流電圧を取り扱うことは、水銀整流器や、サイリスタ・絶縁ゲートバイポーラトランジスタ (IGBT) ・パワーMOSFET・ゲートターンオフサイリスタ (GTO) 等の後の半導体整流器といった電力用半導体素子の開発によりはじめて可能になった。
直流送電の歴史
最初の長距離送電は、1882年に-ミュンヘン送電が直流により行われたが、送電されたのはたった2.5 kWであった。初期の高圧直流送電はスイスの技術者であるRene ThuryDonald Beaty et al, "Standard Handbook for Electrical Engineers 11th Ed.", McGraw Hill, 1978 が開発し、彼の方法は1889年にイタリアにおいてAcquedotto De Ferrari-Galliera社によって実用化された。このシステムは直列に接続された電動発電機を昇圧に使用している。それぞれの組は大地から絶縁され、原動力からの絶縁軸により駆動されている。系統はそれぞれの発電機毎に最大5,000 Vまで定電流モードで動作し、一部の発電機はそれぞれの整流子に掛かる電圧を低減させるため二重の整流子を持たされた。このシステムは630 kW / 14 kV DC超で120 kmを送電されたACW's Insulator Info - Book Reference Info - History of Electrical Systems and CablesR. M. Black The History of Electric Wires and Cables, Peter Perigrinus, London 1983 ISBN 086341 001 4 pages 94-96。
Moutiers-Lyonシステムは8,600 kWの水力発電電力を124マイル (193 km) 送電し、うち6マイル (9.7 km) は地下ケーブルであった。このシステムは合計15万Vの相間電圧を得るために、8つの直列接続された二重整流子発電機を用いており、1906年から1936年ごろまで運転された。 15式のThuryシステムは1913年Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 page 145, available from the Internet Archive から運転を開始し、ほかのThuryシステムは1930年代までには最大100 kV DCで運転されたが、回転機械は高度な維持管理を求められ、またエネルギー損失が大きかった。いろいろな他の機械式整流器は最初の20世紀前半の間、商業的な成功とともに試験された。
直流を送電高電圧から最適な低電圧へ変換するために試みられた一つの変換技術に、充電池を直列接続し、次いで充電池を並列に接続して負荷に分配供給するものがあるThomas P. Hughes, Networks of Power。
結局2つの商業的実装が20世紀の変わり目ごろに試みられた一方で、充電池の容量制限や、直列・並列接続の切替え、充電池の充放電サイクルの本質的な非効率さといった理由により、この技術は大まかにいって有用とはいかなかった。
ゲート電極つき水銀整流器は1920年から1940年の間に送電施設で利用されはじめた。1932年の始めゼネラル・エレクトリックは水銀蒸気制御器と12 kV直流送電配電線を試験した。これはまた40 Hzの発電を60 Hz負荷に変換するためのものでもあり、ニューヨーク州メカニックビルに置かれた。1941年にはベルリン市向けの水銀整流器を使用した60 MW・+/-200 kV・115 km埋設ケーブル連系が計画された (:en:Elbe-Project) が、1945年のドイツ政府の崩壊によりプロジェクトは実行されなかった。プロジェクトについての名目上の設置根拠は、戦時下においては、埋設ケーブルは爆撃目標としてそれほど目立たないだろうということだった。設備はソビエト連邦に持ち去られ、そこで運用に供された。
1954年の商用サービスにおける完全にスタティックな水銀整流器の導入が、現代的なHVDC送電の始まりとされる。HVDC接続はアセア社により、スウェーデンとゴトランド島の間に建設された。水銀整流器は1975年までに設計されたシステムでは普及していたが、これ以降、HVDCシステムは半導体素子のみを使用するようになった。1975年から2000年まで、サイリスタ制御器を使用した相整流変換器 (LCC:line-commutated converters) の信頼性が向上した。Vijay Soodといった専門家によれば、LCCの座を大幅に奪い取ってきた自己整流変換器の後に次いで、キャパシタ整流変換器 (CCC:capacitor commutative converters) が発端となり、次の25年は強制整流変換器が主要なものとなるだろうとしている。半導体整流器を使用しているため、数百のHVDC海底ケーブルが敷設され、通例高い信頼性のもとに稼働している。
交流送電に対するHVDCの利点
HVDCの利点は、少ない社会的コストで交流送電よりも低損失で、大量の電力を長距離にわたり送電可能なことである。電圧レベルと構造詳細によっては、損失は1,000 km当たり約3 %と見積もられるSiemens AG - Ultra HVDC Transmission System。高電圧直流送電は電力負荷中心から距離が離れているエネルギー源を効率的に利用することができる。
多くの適用事例では、HVDCは交流送電より効果的である。 例 高い静電容量が付随的な交流損失をもたらすような海底ケーブル（例えば250 kmのスウェーデン・ドイツ間バルト海ケーブル (:en:Baltic Cable)ABB HVDC website や600 kmのノルウェー・オランダ間:en:NorNedケーブル）。 遠方地域における例えば中間タップのない端点-端点間の長距離大容量送電。 追加の配電線敷設が困難あるいは高価となる状況下で、既存の配電網の容量を増加。 非同期交流配電システム間の送電と安定化。 遠方発電所と配電網との接続。たとえば:en:Nelson River Bipole。 交流優勢配電網の安定化。固有短絡電流:en:prospective short circuit current増加なしでの。 配電線費用の低減。HVDCは複合位相に対応する必要がないために導体がより少なくて済む。また、HVDCが表皮効果に影響されないことから薄い導体が用いられうる。 異なる電圧や周波数を用いる異なる国間での送電の促進。 再生可能エネルギー源により発生した交流の同期。
長距離の海底高圧線は高い静電容量を持っており、これは絶縁体と導体シースの比較的薄い層で導体が囲まれているためである。この構造は長い同軸状のコンデンサとなっている。交流がケーブル伝送で用いられる場合、この静電容量は負荷と並列に生じる。ケーブルにおけるコンデンサを充電するため、負荷電流を余計に流す必要があり、これはケーブルの静電容量に対する追加損失となる。加えて、ケーブル絶縁体の素材には誘電体損失要素があり、これは電力を消費する。
けれども、直流を使用した場合、ケーブルに最初に通電するか、電圧を変化させたときのみケーブルのコンデンサは充電される。定常状態での追加的電流は不要である。長距離の交流海底ケーブルにとっては、全ての導体の電流通過静電容量は充電電流のみを供給するのに使われうる。これは交流ケーブルの長さを制限している。直流ケーブルはそのような制限がない。しかし、誘電体を流れ続ける直流漏えい電流もあるが、これはケーブル定格に比べればとても小さい値をとる。
HVDCは導体あたりの電力をより多く送ることができる。これは同じ電力定格において、直流の一定電圧は交流の波高電圧よりも低いためである。交流電力においては、実効値 (RMS) 電圧量が標準とみなされるが、RMSは波高電圧の約71 %に過ぎない。交流の波高電圧は実際の絶縁体厚さと導体の間隙により決められる。直流は常に最大電圧で作用するので、等しい寸法の導体と絶縁体を持つ既存の配電線路で、100 %以上の電力を電力消費の高い地域に、交流よりも低損失で送電することができる。HVDCは非同期交流配電システム間の送電を可能にし、これは一つの広域な配電網から別区域への伝播によるカスケード故障 (:en:cascading failure) を避けることでシステムの安定性を増加することに寄与しうる。交流ネットワークの一部を非同期・分離することを生じさせる負荷変動は、同様に直流連系に影響しないだろうし、そして直流連系による電力潮流は交流ネットワークを安定化させる傾向にあるだろう。直流連系のどちらの端部でも、交流ネットワークを支持するために直流連系を通じた電力潮流の大きさと方向を直接指令して、必要に応じて変えることができる。
欠点
HVDCの欠点は変換、切替、制御、保守性にある。
HVDCは交流システムに比べ、おもに余計な変換設備をもつため、信頼性がより少なく、可用性の低さを備えている。1条システムは、約98.5 %の可用性を持っている。故障に対し冗長化した2条システムは、50 %の系統容量において高い可用性を提供するが、全体能力（100 %の系統容量）は約97 %（の可用性）である。
必須である静止インバータは高価で、負荷容量に制限がある。短い送電距離では静止インバーターの損失は交流送電に比べて大きくなりうる。配電線建設コストの低減と配電線損失の低さをもってしても、インバータのコストは相殺されないことがある。2つの例外を除いて、すっかり旧式となった世界中の水銀整流器は廃棄されサイリスタ装置に置換された。ニュージーランドの北部と南部諸島の間のHVDC計画の1条では水銀整流器を使用しているし、カナダのバンクーバー島の連系の1条も同様である。交流システムと対照して、多端末システムを実現することは複雑であり、既存の計画を多端末システムに広げることも同様である。
多端末直流システムにおける電力潮流制御は全ての端末との間に優良な通信が要求される。電力潮流は配電線における固有インピーダンスと位相角特性の代わりにインバータ制御システムにより積極的に調整されなければならない。 多端末配電はまれである、そのひとつはカナダ・ケベック州のラジソンからアメリカ・マサチューセッツ州エアのサンディ湖までのケベック水力-ニューイングランド送電の運転におけるものである。 別の例はサルディニア-イタリア本土連系であり、これはコルシカ島にも電力供給を行うため1989年に更新されたThe Corsican tapping: from design to commissioning tests of the third terminal of the Sardinia-Corsica-Italy HVDC Billon, V.C.; Taisne, J.P.; Arcidiacono, V.; Mazzoldi, F.; Power Delivery, IEEE Transactions on Volume 4, Issue 1, Jan. 1989 Page(s):794 - 799。
高圧直流遮断器は、遮断器の内部に電流を強制的に0にするための機構が含まれなければならないため、複雑である。そうしなければ、信頼性を確保した開閉を行うために、アーク放電と接触子の摩耗は甚大となるだろう。HVDC計画の運用は多くの補修用部品を保持する必要があり、交流送電に比べHVDCのような単一システムのための専用品はしばしば標準化されにくく、また技術の変化が速い。
直流高電圧送電のコスト 通例、アレヴァ、シーメンス、ABBなどの製造業者は、製造業者と顧客間の商業的な事柄のために、具体的なプロジェクトのはっきりしたコストの情報を提示しない。
コストは大まかにいって、電力定格、配電線長、架空または水底経路、それぞれの末端で必要な交流網の改修といったプロジェクトの仕様に左右される。直流か交流かのコスト詳細評価は、直流単体でのはっきりとした技術的利点がないため必須であり、選択は経済的理由にのみで決定される。
しかし、合理的によく信頼できるような情報を提示する専門家もいる。
整流と交流化
要素
初期のスタティックシステムでは水銀整流器が使用され、これは信頼性が低かった。水銀整流器を使用した二つのHVDCシステムが2008年現在も現役で使用されている。サイリスタ制御器（サイリスタバルブ）がHVDCシステムに最初に使用されたのは1960年代である。サイリスタはダイオードに類似した半導体素子であるが、交流波形周期において特定の瞬間にスイッチングを行うための追加の制御端子が付与されている。絶縁ゲートバイポーラトランジスタ (IGBT) は、制御の単純化と制御器コストの低減のために現在使用されている。HVDCシステムの電圧は一部の事例では800 kVにのぼり、半導体のアバランシェ降伏点電圧を超過するので、HVDC変換器は大量の半導体を直列に接続して構築されている。サイリスタの投入遮断制御を行うための低電圧回路は、幹線に掛かっている高電圧から絶縁する必要がある。これは通例光によって行われる。ハイブリッド制御システムにおいては、低圧制御機器は「高圧側」の制御機器に光パルスを光ケーブルで伝送する。「直接光トリガ」と呼ばれる別のシステムでは、高圧側の機器を省き、代わりに制御機器からの光パルスを光トリガサイリスタ (LTT:light-triggered thyristors) を用いてスイッチしているSIEMENS 。
スイッチング要素一式は、その構造にかかわらず「バルブ」と呼ばれる。
整流と交流化システム 整流と交流化は本質的に同じ機器を使用する。多くの変電所では、整流器とインバータの両方が機能するような方法で設置される。交流端においては一組の変圧器（これはしばしば3つの物理的に分離された単相変圧器である）が、局側の接地を与え、直流電圧出力を正しく行うため、交流供給側から変電所側を絶縁する。
3台の変圧器の出力は、次いで多素子より成る整流器ブリッジに接続される。基本的な構成は6つの素子を使用し、三相交流線それぞれが2つの直流線に接続される。しかし60度毎に1回のみ相が変化するので、直流線には相当の高調波が乗る。
この構成の拡張方式では12素子（「12パルスシステム」として知られる）を使用する。交流は変圧器の前で2つの三相源に分離される。一方の系統はスター結線で、他方の系統はデルタ結線でよく構成され、この2組の三相回路間には30度の位相差が発生している。12個の素子は2組の三相回路それぞれが2極の直流線に接続されており、毎30度毎に相が変化するため、高調波は大幅に低減される。
変圧器と素子に加えて、受動抵抗やリアクトル要素が直流線から高調波を除去するのに役立つ。
構成 1条大地帰路
1条方式の場合、整流器出力の一極は大地に、高電位側の端子が配電線に接続されている。この接地側の端子より交流化変電所の大地電位の端子に帰路導体を直接接続する事も可能であるが、導線を使用せずに帰路の電流を接地電極間の大地を流す事も可能であり、この場合は特に1条大地帰路 (:en:Single-wire earth return:SWER) と呼ばれる。
大地帰路電流にまつわる問題点には次のものがある。 パイプライン等の埋設金属体に対する電気的腐食（電食）。 海水が介在する地下水大地帰路は塩素やその他の水の化学的作用を発生させうる。 不平衡な電流経路は結果的に磁場を発生させ、海底ケーブル上を通過する船舶の磁気コンパスに影響を与えうる。
これらの影響は、1条送電線の2つの局の間に金属帰路導体を導入することで排除することができる。変換器の端子が大地に接地されているため、帰路導体は最大送電電圧を絶縁する必要がなく、高電圧側の経路に比べて安価に出来る。金属帰路導体の使用は経済的、技術的、環境的要素により決定されるBasslink project。
完全に架空送電されている近代的な1条システムには、1,500 MWを送電している例があるがSiemens AG - HVDC website、地下もしくは海底ケーブルならば、標準的な送電能力は600 MWである。
通常の1条システムは将来的に2条に拡張できるよう設計されており、1条送電システムとして当初から使用されているとしても、送電鉄塔は2つの導体を架けることができるよう設計出来る。2番目の導体は不使用か、接地線として使用されているか、（バルト海ケーブルの事例のように）他のものと並行して接続されている
2条
2条送電においては、導体が一組使用され、それぞれ大地に対して高い電位を持っており、反対の極性となっている。それらの導体は最大の電圧に絶縁されていなければならず、配電線コストは1条大地帰路より高額になる。しかし、2条送電は魅力的な選択となりうる利点が存在する。 通常の負荷においては、1条金属帰路送電の場合と同様にごくわずかな大地電流しか流れない。これは大地帰路損失と環境への影響を低減する。 配電線に事故が発生した場合、大地帰路電極が各端局に導入されていれば、リターンパスとして大地が使われることで1条モードとして、およそ半分の電力を流し続けることができる。 1条配電線の電流の半分しか運ばない2条配電線の導体それぞれに最大電力定格が与えられるため、2番目の導体は同定格の1条配電線よりもコストを縮減できる。 地形があまりにも適していない場合、片方の配電線が損傷してもある程度の電力が送電し続けられるように、2番目の導体は送電線鉄塔を分離して架けることができるだろう。 2条システムは金属製の大地帰路導体を実装することもある。
2条システムは3,200 MW、+/-600 kV程度を送電しうる。当初1条として発注された海底ケーブルの実装は追加のケーブルで2条運用に更新しうる。
バック・トゥ・バック（近接配置） 「バック・トゥ・バック・ステーション」（あるいはBTBと略す）は、静止インバータと整流器の両方が同じ場所、通例同じ建物内に配置されている変電所である。直流配電線の長さは極力短くされている。HVDCバック・トゥ・バック・ステーションは下記のために利用される。 異なる周波数の電力幹線の連系（日本や、UAE (50 Hz) とサウジアラビア (60 Hz) の間のGCC相互接続のような場合） 同じ公称周波数であるが固定した相関係を持たない、2つのネットワークの結合（1995/96年までの:en:Etzenrichtや Durnrohr、Vienna） 異なる周波数と相数（例えば、:en:Traction substation）