Высоковольтный постоянный ток - Википедия - High-voltage direct current

Проведение линий HVDC на большие расстояния гидроэлектроэнергия из Канады Река Нельсон к этому преобразовательная станция где он преобразован в переменный ток для использования в южных Манитоба сетка

А высоковольтный, постоянный ток (HVDC) передача электроэнергии система (также называемая мощная супермагистраль или электрическая супермагистраль)[1][2][3] использует постоянный ток (DC) для массовой передачи электроэнергии, в отличие от более распространенных переменный ток (AC) системы.[4]

В большинстве линий постоянного тока используется напряжение от 100 кВ до 800 кВ. Линия 1100 кВ в Китае была завершена в 2019 году на протяженности 3300 км с мощностью 12 ГВт. [5][6] Благодаря этому измерению становятся возможными межконтинентальные связи, которые могут помочь справиться с колебаниями ветровая энергия и фотогальваника.

HVDC позволяет передавать мощность между несинхронизированный Системы передачи переменного тока. Поскольку потоком мощности через линию HVDC можно управлять независимо от фазового угла между источником и нагрузкой, это может стабилизировать сеть от помех из-за быстрых изменений мощности. HVDC также позволяет передавать мощность между сетевыми системами, работающими на разных частотах, например, 50 Гц и 60 Гц. Это улучшает стабильность и экономичность каждой сети, позволяя обмениваться мощностью между несовместимыми сетями.

Современная форма передачи HVDC использует технологию, широко разработанную в 1930-х годах в Швеция (МОРЕ ) И в Германия. Ранние коммерческие установки включали одну в Советский союз в 1951 г. Москва и Кашира, и система 100 кВ, 20 МВт между Готланд и материковая Швеция в 1954 году.[7] До китайского проекта 2019 года самой длинной линией HVDC в мире была Рио-Мадейра ссылка в Бразилия, состоящий из двух биполей ± 600 кВ, по 3150 МВт каждый, соединяющих Порту-Велью в состоянии Рондония к Сан-Паулу площадь. Длина линии постоянного тока составляет 2375 км (1476 миль).[8]

  Существующие ссылки
  В разработке
  Предложил
Многие из этих линий HVDC передают энергию из возобновляемых источников, таких как гидро- и ветровая энергия. Для имен см. Также аннотированная версия.

Передача высокого напряжения

Высокое напряжение используется для электроэнергия трансмиссия для уменьшения потерь энергии в сопротивление проводов. Для заданного количества передаваемой мощности удвоение напряжения даст ту же мощность только при половине тока. Поскольку мощность, теряемая в виде тепла в проводах, прямо пропорциональна квадрату тока, удвоение напряжения снижает потери в линии в 4 раза. Хотя потери мощности при передаче также могут быть уменьшены за счет увеличения размера проводника, используются более крупные проводники. тяжелее и дороже.

Высокое напряжение нельзя использовать для освещения или двигателей, поэтому для конечного оборудования необходимо снизить напряжение на уровне передачи. Трансформеры используются для изменения уровней напряжения в переменный ток (AC) цепи передачи. Трансформаторы сделали изменение напряжения практичным, а генераторы переменного тока были более эффективными, чем генераторы постоянного тока. Эти преимущества привели к тому, что на рубеже 20-го века первые низковольтные системы передачи постоянного тока были вытеснены системами переменного тока.[9]

Практическое преобразование мощности между переменным и постоянным током стало возможным с развитием силовая электроника такие устройства, как ртутно-дуговые клапаны и, начиная с 1970-х годов, полупроводниковые приборы как тиристоры, интегрированные тиристоры с коммутацией затвора (IGCT), МОП-управляемые тиристоры (MCT) и биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT).[10]

История

Электромеханические системы (Thury)

Принципиальная схема системы передачи Thury HVDC
HVDC в 1971 году: это 150 кВ ртутно-дуговый клапан преобразованный AC гидроэнергетика напряжение для передачи в дальние города из Manitoba Hydro генераторы.
Пилоны Балтийский кабель HVDC в Швеции

Первая передача электроэнергии на большие расстояния была продемонстрирована с использованием постоянного тока в 1882 г. Трансмиссия Мисбах-Мюнхен, но было передано всего 1,5 кВт.[11] Один из первых методов передачи HVDC был разработан швейцарским инженером. Рене Тюри[12] и его метод был применен на практике к 1889 г. Италия посредством Acquedotto De Ferrari-Galliera Компания. Эта система использовала последовательно соединенные мотор-генератор устанавливает для увеличения напряжения. Каждый комплект был изолирован от электрическое заземление и приводится в движение изолированными валами от первичный двигатель. Линия передачи работала в режиме «постоянного тока» с напряжением до 5000 вольт на каждую машину, некоторые машины имели двойное коммутаторы для снижения напряжения на каждом коммутаторе. Эта система передавала 630 кВт при 14 кВ постоянного тока на расстояние 120 км.[13][14] В Мутье – Лион Система передала 8 600 кВт гидроэлектроэнергии на расстояние 200 км, в том числе 10 км подземного кабеля. Эта система использовала восемь последовательно соединенных генераторов с двойными коммутаторами для общего напряжения 150 кВ между положительным и отрицательным полюсами и работала с 1906 года по 1936 год. К 1913 году в эксплуатации находилось пятнадцать систем Thury.[15] Другие системы Thury, работающие при напряжении до 100 кВ постоянного тока, работали до 1930-х годов, но вращающееся оборудование требовало большого обслуживания и имело большие потери энергии. Различные другие электромеханические устройства были испытаны в первой половине 20 века без большого коммерческого успеха.[16]

Одним из способов преобразования постоянного тока из высокого напряжения передачи в более низкое напряжение использования была зарядка последовательно соединенных батареи, затем повторно подключите батареи параллельно для обслуживания распределительных нагрузок.[17] Хотя на рубеже 20-го века были опробованы как минимум две коммерческие установки, этот метод в целом оказался бесполезным из-за ограниченной емкости батарей, трудностей переключения между последовательным и параллельным подключениями, а также внутренней неэффективности заряда / разряда батареи. цикл. (Современный аккумуляторная электростанция включает трансформаторы и инверторы для преобразования энергии от переменного тока к постоянному току при соответствующих напряжениях.)

Клапаны дуговые ртутные

Впервые предложено в 1914 г.[18] сетка контролируется ртутно-дуговый клапан стал доступен для передачи электроэнергии в период с 1920 по 1940 год. Начиная с 1932 года, General Electric проверили паро-ртутные клапаны и линию электропередачи постоянного тока 12 кВ, которая также использовалась для преобразования генерации 40 Гц для обслуживания нагрузок 60 Гц на Механиквилл, Нью-Йорк. В 1941 г. была спроектирована подземная кабельная линия мощностью 60 МВт, ± 200 кВ, 115 км для г. Берлин с использованием ртутных дуговых клапанов (Эльба-Проект ), но из-за обвала Правительство Германии в 1945 году проект так и не был завершен.[19] Номинальное обоснование проекта состояло в том, что во время войны проложенный кабель будет менее заметным в качестве цели для бомбардировки. Оборудование было перенесено в Советский союз и введена в эксплуатацию как система ВНПТ Москва – Кашира.[20] Система Москва – Кашира и связь 1954 г. Уно Ламм группа в МОРЕ между континентальной частью Швеции и островом Готланд ознаменовало начало современной эры передачи HVDC.[11]

Для ртутных дуговых клапанов требуется внешняя цепь для обнуления тока и, таким образом, отключения клапана. В приложениях HVDC сама система питания переменного тока обеспечивает средства коммутирующий ток на другой клапан в преобразователе. Следовательно, преобразователи, построенные с использованием ртутных дуговых клапанов, известны как преобразователи с линейной коммутацией (LCC). Для LCC требуются вращающиеся синхронные машины в системах переменного тока, к которым они подключены, что делает невозможным передачу энергии на пассивную нагрузку.

Ртутные дуговые клапаны были обычным явлением в системах, разработанных до 1972 года, последней системы HVDC с ртутной дугой ( Система Nelson River Bipole 1 в Манитоба, Канада), введенные в эксплуатацию поэтапно с 1972 по 1977 год.[21] С тех пор все ртутные дуговые системы были либо остановлены, либо переведены на использование твердотельных устройств. Последней системой HVDC, в которой использовались ртутные дуговые клапаны, была Линия между островами HVDC между Северным и Южным островами Новой Зеландии, который использовал их на одном из двух своих полюсов. 1 августа 2012 года ртутные дуговые клапаны были выведены из эксплуатации перед вводом в эксплуатацию сменных тиристорных преобразователей.

Тиристорные клапаны

С 1977 г. в новых системах HVDC использовалось только твердотельные устройства, в большинстве случаев тиристоры. Подобно ртутным дуговым клапанам, тиристоры требуют подключения к внешней цепи переменного тока в приложениях HVDC, чтобы включать и выключать их. HVDC с использованием тиристоров также известен как преобразователь с линейной коммутацией (LCC) HVDC.

Разработка тиристорных вентилей для HVDC началась в конце 1960-х годов. Первой законченной схемой HVDC на основе тиристора был Река Угорь схема в Канаде, которая была построена General Electric и поступил на вооружение в 1972 году.

15 марта 1979 г. было установлено соединение постоянного тока на тиристоре мощностью 1920 МВт между Кабора Басса и Йоханнесбург (1410 км) под напряжением. Конверсионное оборудование построено в 1974 г. Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG), и Браун, Бовери и Си (BBC) и Сименс были партнерами по проекту. Перебои в обслуживании на несколько лет были результатом гражданская война в Мозамбике.[22] Напряжение передачи ± 533 кВ было самым высоким в мире в то время.[11]

Конденсаторно-коммутируемые преобразователи (CCC)

Преобразователи с линейной коммутацией имеют некоторые ограничения при использовании в системах HVDC. Это происходит из-за того, что в цепи переменного тока требуется отключение тока тиристора, а также из-за необходимости короткого периода «обратного» напряжения для выполнения выключения (времени выключения). Попытка устранить эти ограничения - конденсаторно-коммутируемый преобразователь (CCC), который использовался в небольшом количестве систем HVDC. CCC отличается от обычной системы HVDC тем, что имеет ряд конденсаторы вставляется в соединения линии переменного тока на первичной или вторичной стороне трансформатора преобразователя. Последовательные конденсаторы частично компенсируют коммутирующая индуктивность преобразователя и помогают снизить токи короткого замыкания. Это также позволяет уменьшить угол угасания для использования с преобразователем / инвертором, что снижает потребность в Реактивная сила поддерживать.

Однако CCC остался лишь нишевым приложением из-за появления преобразователей источника напряжения (VSC), которые полностью исключают необходимость во времени гашения (выключения).

Преобразователи источника напряжения (VSC)

Широко используется в моторные приводы с 1980-х годов преобразователи напряжения начали появляться в HVDC в 1997 году с экспериментальными Hellsjön – Grängesberg проект в Швеции. К концу 2011 года эта технология заняла значительную долю рынка HVDC.

Развитие более рейтинговых биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), запорные тиристоры (GTOs) и интегрированные тиристоры с коммутацией затвора (IGCT), сделал меньшие системы HVDC экономичными. Производитель ABB Group называет это понятие HVDC Light, пока Сименс называет аналогичную концепцию HVDC PLUS (Универсальная система Power Link) и Alstom называют свой продукт, основанный на этой технологии HVDC MaxSine. Они распространили использование HVDC до блоков величиной в несколько десятков мегаватт и воздушных линий длиной всего несколько десятков километров. Существует несколько различных вариантов технологии VSC: большинство установок, построенных до 2012 года, используют широтно-импульсная модуляция в цепи, которая фактически представляет собой привод двигателя сверхвысокого напряжения. Текущие установки, включая HVDC PLUS и HVDC MaxSine, основаны на вариантах преобразователя, называемого Модульный многоуровневый преобразователь (MMC).

Многоуровневые преобразователи имеют то преимущество, что они позволяют гармонический фильтрующее оборудование должно быть сокращено или полностью исключено. Для сравнения: фильтры гармоник переменного тока типичных преобразовательных подстанций с сетевой коммутацией покрывают почти половину площади преобразовательной подстанции.

Со временем системы преобразователей напряжения, вероятно, заменят все установленные простые системы на основе тиристоров, в том числе самые мощные системы передачи постоянного тока.[10]

Сравнение с AC

Преимущества

Схема передачи постоянного тока «точка-точка» на большие расстояния обычно имеет более низкие общие инвестиционные затраты и меньшие потери, чем эквивалентная схема передачи переменного тока. Оборудование для преобразования HVDC на оконечных станциях является дорогостоящим, но общие затраты на линии передачи постоянного тока на большие расстояния ниже, чем для линии переменного тока на том же расстоянии. Для HVDC требуется меньше проводников на единицу расстояния, чем для линии переменного тока, так как нет необходимости поддерживать три фазы и нет скин эффект.

В зависимости от уровня напряжения и деталей конструкции потери при передаче постоянного тока оцениваются как менее 3% на 1000 км, что на 30–40% меньше, чем в линиях переменного тока при тех же уровнях напряжения.[23][неудачная проверка ][нужен лучший источник ] Это связано с тем, что постоянный ток передает только активную мощность и, следовательно, вызывает меньшие потери, чем переменный ток, который передает оба активная и реактивная мощность.

Передача HVDC также может быть выбрана для других технических преимуществ. HVDC может передавать мощность между отдельными сетями переменного тока. Поток мощности HVDC между отдельными системами переменного тока может автоматически контролироваться для поддержки любой сети в переходных условиях, но без риска, что крах энергосистемы в одной сети приведет к обвалу во второй. HVDC улучшает управляемость системы, поскольку по крайней мере одна линия HVDC встроена в сеть переменного тока - в дерегулируемой среде функция управляемости особенно полезна там, где необходим контроль торговли энергией.

Комбинированные экономические и технические преимущества передачи HVDC могут сделать ее подходящим выбором для подключения источников электроэнергии, расположенных далеко от основных потребителей.

Конкретные приложения, в которых технология передачи HVDC дает преимущества, включают:

  • Подводный кабель схемы передачи (например, 580 км NorNed кабель между Норвегией и Нидерланды,[24] 420 км Италии SAPEI кабель между Сардиния и материк,[25] 290 км Basslink между материковой частью Австралии и Тасмания,[26] и 250 км Балтийский кабель между Швеция и Германия[27]).
  • Групповая передача электроэнергии между конечными точками на большие расстояния без промежуточных «ответвлений», обычно для подключения удаленной генерирующей установки к основной сети, например Система передачи постоянного тока на реке Нельсон в Канада.
  • Увеличение мощности существующего Энергосистема в ситуациях, когда дополнительные провода сложно или дорого установить.
  • Передача энергии и стабилизация между несинхронизированными сетями переменного тока, крайним примером которой является возможность передачи энергии между странами, которые используют переменный ток на разных частотах. Поскольку такая передача может происходить в любом направлении, она увеличивает стабильность обеих сетей, позволяя им использовать друг друга в аварийных ситуациях и сбоях.
  • Стабилизация электросети с преобладанием переменного тока без увеличения уровня неисправностей (предполагаемый ток короткого замыкания ).
  • Интеграция возобновляемых ресурсов, таких как ветер, в главную передающую сеть. Воздушные линии HVDC для проектов интеграции берегового ветра и кабели HVDC для морских проектов были предложены в Северной Америке и Европе как по техническим, так и по экономическим причинам. Сети постоянного тока с несколькими преобразователями источников напряжения (VSC) являются одним из технических решений для объединения морской ветровой энергии и передачи ее в центры нагрузки, расположенные далеко от берега.[28]

Кабельные системы

Длинный подводный или подземный высоковольтные кабели иметь высокий электрический емкость по сравнению с воздушными линиями электропередачи, поскольку токоведущие жилы внутри кабеля окружены относительно тонким слоем изоляции ( диэлектрик ), так и в металлической оболочке. Геометрия - это длинный коаксиальный конденсатор. Общая емкость увеличивается с увеличением длины кабеля. Эта емкость находится в параллельная цепь с грузом. Если для передачи по кабелю используется переменный ток, в кабеле должен протекать дополнительный ток для зарядки емкости этого кабеля. Этот дополнительный ток вызывает дополнительные потери энергии из-за рассеивания тепла в проводниках кабеля, повышая его температуру. Дополнительные потери энергии также возникают в результате диэлектрик потери в изоляции кабеля.

Однако, если используется постоянный ток, емкость кабеля заряжается только при первом включении кабеля или при изменении уровня напряжения; дополнительный ток не требуется. Для достаточно длинного кабеля переменного тока вся токонесущая способность проводника потребуется только для подачи зарядного тока. Этот кабель емкость проблема ограничивает длину и допустимую мощность кабелей питания переменного тока.[29] Кабели с питанием от постоянного тока ограничены только повышением температуры и Закон Ома. Хотя протекает некоторый ток утечки через диэлектрик изолятор, это мало по сравнению с номинальным током кабеля.

Системы воздушных линий

Емкостный эффект длинных подземных или подводных кабелей в системах передачи переменного тока также применяется к воздушным линиям переменного тока, хотя и в гораздо меньшей степени. Тем не менее, для длинной воздушной линии электропередачи переменного тока ток, протекающий только для зарядки емкости линии, может быть значительным, и это снижает способность линии передавать полезный ток к нагрузке на удаленном конце. Еще одним фактором, снижающим полезную токонесущую способность линий переменного тока, является скин эффект, что вызывает неравномерное распределение тока по площади поперечного сечения проводника. Провода линии электропередачи, работающие с постоянным током, не имеют ни одного ограничения. Следовательно, при тех же потерях в проводнике (или тепловом эффекте) данный проводник может передавать больше мощности нагрузке при работе с HVDC, чем с переменным током.

Наконец, в зависимости от условий окружающей среды и характеристик изоляции воздушной линии, работающей с высоковольтным постоянным током, данная линия электропередачи может работать с постоянным высоковольтным постоянным напряжением, которое приблизительно равно пиковому напряжению переменного тока, на которое она рассчитана, и утеплен. Мощность, подаваемая в систему переменного тока, определяется среднеквадратическое значение (RMS) переменного напряжения, но RMS составляет всего около 71% от пикового напряжения. Следовательно, если линия HVDC может непрерывно работать с напряжением HVDC, которое совпадает с пиковым напряжением эквивалентной линии переменного тока, то для заданного тока (где ток HVDC совпадает со среднеквадратичным током в линии переменного тока) способность передачи мощности при работе с HVDC примерно на 40% выше, чем способность при работе от переменного тока.

Асинхронные соединения

Поскольку HVDC позволяет передавать мощность между несинхронизированными системами распределения переменного тока, это может помочь повысить стабильность системы, предотвращая каскадные отказы от распространения из одной части более широкой сети передачи электроэнергии в другую. Изменения нагрузки, которые могут привести к рассинхронизации и разделению частей сети переменного тока, не повлияют аналогичным образом на звено постоянного тока, а поток мощности через звено постоянного тока будет иметь тенденцию к стабилизации сети переменного тока. Величину и направление потока мощности через звено постоянного тока можно напрямую контролировать и изменять по мере необходимости для поддержки сетей переменного тока на любом конце звена постоянного тока. Это заставило многих операторов энергосистем задуматься о более широком использовании технологии HVDC только ради ее стабильности.

Недостатки

Недостатки HVDC заключаются в преобразовании, переключении, управлении, доступности и обслуживании.

HVDC менее надежен и имеет более низкую доступность чем системы переменного тока (AC), в основном из-за дополнительного оборудования для преобразования. Однополюсные системы имеют коэффициент готовности около 98,5%, при этом около трети простоев являются незапланированными из-за неисправностей. Отказоустойчивые бипольные системы обеспечивают высокую доступность для 50% пропускной способности канала, но доступность полной пропускной способности составляет от 97% до 98%.[30]

Требуемый преобразовательные станции дороги и имеют ограниченную перегрузочную способность. На меньших расстояниях передачи потери в преобразовательных подстанциях могут быть больше, чем в линии передачи переменного тока на том же расстоянии.[31] Стоимость преобразователей не может быть компенсирована снижением стоимости строительства линии и меньшими потерями в линии.

Работа по схеме HVDC требует хранения большого количества запасных частей, часто исключительно для одной системы, поскольку системы HVDC менее стандартизированы, чем системы переменного тока, а технологии меняются быстрее.

В отличие от систем переменного тока, реализация многополюсных систем сложна (особенно с преобразователями с линейной коммутацией), как и расширение существующих схем до многополюсных систем. Для управления потоком мощности в многотерминальной системе постоянного тока требуется хорошая связь между всеми терминалами; поток мощности должен активно регулироваться системой управления преобразователем вместо того, чтобы полагаться на свойства собственного импеданса и фазового угла линии передачи переменного тока.[32] Многотерминальные системы встречаются редко. По состоянию на 2012 год в эксплуатации находятся только два: Гидро Квебек - трансмиссия Новой Англии между Radisson, Sandy Pond и Nicolet[33] и Сардиния - материковая Италия Линия, которая была изменена в 1989 году, чтобы также обеспечивать электроэнергией остров Корсика.[34]

Автоматический выключатель постоянного тока высокого напряжения

HVDC Автоматические выключатели сложно построить из-за дуга: при переменном токе напряжение инвертируется, и при этом пересекает ноль вольт десятки раз в секунду. Дуга переменного тока будет «самозатухать» в одной из этих точек пересечения нуля, потому что не может быть дуги, где нет разности потенциалов. Постоянный ток никогда не пересекает нулевое напряжение и никогда не гаснет сам по себе, поэтому расстояние и продолжительность дуги для постоянного тока намного больше, чем для переменного напряжения того же напряжения. Это означает, что в автоматический выключатель должен быть включен какой-то механизм, чтобы сбросить ток до нуля и погасить дугу, в противном случае искрение и износ контактов будут слишком большими, чтобы обеспечить надежное переключение.

В ноябре 2012 года ABB объявила о разработке первого в мире сверхбыстрого выключателя постоянного тока высокого напряжения.[35][36] Механические автоматические выключатели слишком медленные для использования в сетях высокого напряжения постоянного тока, хотя они уже много лет используются в других приложениях. И наоборот, полупроводниковые прерыватели достаточно быстры, но обладают высоким сопротивлением при проведении, расходе энергии и выделении тепла при нормальной работе. Выключатель АББ сочетает в себе полупроводниковые и механические выключатели для создания «гибридного выключателя» с малым временем отключения и низким сопротивлением при нормальной работе.

Гибридный выключатель основан на обычном полупроводниковом выключателе («главный выключатель») с характерным малым временем отключения, полным допуском по напряжению и току, а также характеристическим сопротивлением при проводимости. Этот главный выключатель размещается параллельно «коммутатору нагрузки»: небольшому полупроводниковому выключателю («переключатель коммутации нагрузки»), включенному последовательно с быстрым механическим переключателем («сверхбыстрым разъединителем»). Хотя ни один элемент коммутатора нагрузки не может отключить полное напряжение в линии, коммутатор нагрузки может безопасно пропускать нормальный рабочий ток с меньшими резистивными потерями, чем главный выключатель. Наконец, есть медленный механический переключатель для полного отключения линии. Его нельзя открыть, когда линия находится под напряжением, но она полностью отключит линию без утечки тока и выделения тепла. При нормальной работе все переключатели замкнуты (включены), и большая часть тока проходит через коммутатор нагрузки с низким сопротивлением, а не через главный выключатель с более высоким сопротивлением.

Когда требуется отключение, первым шагом является отключение коммутатора нагрузки: размыкается низковольтный полупроводниковый выключатель, который направляет почти весь ток через главный выключатель. Главный выключатель по-прежнему работает, поэтому коммутатор нагрузки не видит всего напряжения в линии, а только падение напряжения, вызванное тем, что главный высоковольтный выключатель не является идеальным проводником. Поскольку переключатель коммутации нагрузки разомкнут, сверхбыстрый разъединитель не подвергается воздействию высокого тока и может размыкаться без повреждения дуги. При размыкании механического переключателя коммутатор нагрузки теперь полностью отключен: в полупроводниковом переключателе не выделяется тепло, и даже полное линейное напряжение не может проходить через него. Теперь весь ток проходит через главный выключатель.

Теперь главный выключатель размыкается, прерывая ток. Это снижает ток почти до нуля, но увеличивает напряжение на главном выключателе и коммутаторе нагрузки почти до полного линейного напряжения. Если бы переключатель коммутации нагрузки не был ранее механически отключен, это напряжение могло бы его повредить. Поскольку главный выключатель является полупроводниковым выключателем, он отключает почти весь ток, но не весь его, поэтому для окончательной изоляции медленный механический выключатель отключает линию. Поскольку почти весь ток блокируется главным выключателем, его можно отключить без повреждений.[36]

Расходы

Как правило, поставщики систем HVDC, такие как Alstom, Сименс и ABB, не указывайте подробные сведения о стоимости конкретных проектов. Это может рассматриваться как коммерческий вопрос между поставщиком и клиентом.

Затраты сильно различаются в зависимости от специфики проекта (таких как номинальная мощность, длина цепи, воздушные и кабельные маршруты, затраты на землю и улучшения сети переменного тока, необходимые на любом из терминалов). Подробное сравнение затрат на передачу постоянного и переменного тока может потребоваться в ситуациях, когда нет явных технических преимуществ для постоянного тока, и выбор определяется только экономическими соображениями.

Однако некоторые практикующие предоставили некоторую информацию:

Для линии 8 ГВт 40 км, проложенной под Английский канал, ниже приведены приблизительные затраты на основное оборудование для двухполюсной традиционной линии ВНПТ мощностью 2000 МВт и 500 кВ (исключая путевые расходы, береговые работы по укреплению, согласование, проектирование, страхование и т. д.)

  • Преобразовательные станции ~ 110 миллионов фунтов стерлингов (~ 120 миллионов евро или 173,7 миллиона долларов)
  • Подводный кабель + установка ~ 1 млн фунтов стерлингов / км (~ 1,2 млн евро или ~ 1,6 млн долларов США / км)

Таким образом, для мощности 8 ГВт между Британия и Франция в четырех звеньях мало что осталось от 750 миллионов фунтов стерлингов на установленные работы. Добавьте еще 200–300 миллионов фунтов стерлингов для других работ в зависимости от требуемых дополнительных береговых работ.[37]

Объявленная в апреле 2010 года линия на 2 000 МВт, 64 км между Испанией и Францией оценивается в 700 миллионов евро. Сюда входит стоимость туннеля через Пиренеи.[38]

Процесс преобразования

Конвертер

Основная статья: Преобразователь HVDC

В центре Преобразовательная подстанция HVDC, оборудование, которое выполняет преобразование между переменным током и постоянным током, называется конвертер. Практически все преобразователи HVDC изначально способны преобразовывать переменный ток в постоянный (исправление ) и от постоянного тока к переменному (инверсия ), хотя во многих системах HVDC система в целом оптимизирована для потока мощности только в одном направлении. Независимо от того, как спроектирован сам преобразователь, станция, которая работает (в данный момент) с потоком энергии от переменного тока к постоянному току, называется выпрямитель и станция, которая работает с потоком мощности от постоянного тока к переменному току, называется инвертор.

Ранние системы HVDC использовали электромеханическое преобразование (система Thury), но все системы HVDC, построенные с 1940-х годов, использовали электронные (статические) преобразователи. Электронные преобразователи для HVDC делятся на две основные категории:

  • Преобразователи с линейной коммутацией (LCC)
  • Преобразователи с источником напряжения или преобразователи с источником тока.

Преобразователи с линейной коммутацией

Большинство систем HVDC, работающих сегодня, основаны на преобразователях с линейной коммутацией.

В базовой конфигурации LCC используется трехфазный мостовой выпрямитель или же шестипульсный мост, содержащий шесть электронных переключателей, каждый из которых соединяет одну из трех фаз с одной из двух шин постоянного тока. Полный переключающий элемент обычно называют клапан, независимо от конструкции. Однако при смене фазы только каждые 60 ° значительный гармоническое искажение при таком расположении возникает как на выводах постоянного, так и переменного тока.

Мостовой выпрямитель с двенадцатью импульсами

В усовершенствованной конструкции используется 12 клапанов в двенадцатипульсный мост. Перед преобразованием переменный ток разделяется на два отдельных трехфазных источника питания. Затем один из комплектов источников питания конфигурируется так, чтобы иметь вторичную обмотку звезды (звезда), а другой - вторичную обмотку треугольником, устанавливая разность фаз 30 ° между двумя наборами из трех фаз. С двенадцатью клапанами, соединяющими каждый из двух наборов из трех фаз с двумя шинами постоянного тока, фаза изменяется каждые 30 °, и гармоники значительно уменьшаются. По этой причине система с двенадцатью импульсами стала стандартной для большинства систем HVDC с линейной коммутацией, построенных с 1970-х годов.

В преобразователях с линейной коммутацией преобразователь имеет только одну степень свободы - угол стрельбы, который представляет собой временную задержку между положительным значением напряжения на клапане (в этот момент клапан начал бы проводить ток, если бы он был сделан из диодов) и включением тиристоров. Выходное напряжение постоянного тока преобразователя постепенно становится менее положительным по мере увеличения угла зажигания: углы зажигания до 90 ° соответствуют выпрямлению и приводят к положительным напряжениям постоянного тока, а углы зажигания более 90 ° соответствуют инверсии и приводят к отрицательным напряжениям постоянного тока. . Практический верхний предел угла открытия составляет около 150–160 °, потому что выше этого у клапана будет недостаточно время выключения.

Используемые ранние системы LCC ртутно-дуговые клапаны, которые были прочными, но требовали большого ухода. Из-за этого многие ртутно-дуговые системы HVDC были построены с байпасным распределительным устройством через каждый шестиимпульсный мост, так что схема HVDC могла работать в шестиимпульсном режиме в течение коротких периодов технического обслуживания. Последняя ртутная дуговая система была остановлена ​​в 2012 году.

В тиристор Впервые клапан был использован в системах HVDC в 1972 году. Тиристор является твердотельным. полупроводник устройство, похожее на диод, но с дополнительной клеммой управления, которая используется для включения устройства в определенный момент во время цикла переменного тока. Поскольку напряжения в системах HVDC, в некоторых случаях до 800 кВ, намного превышают напряжения пробоя Из используемых тиристоров, тиристорные вентили HVDC построены с использованием большого количества тиристоров, соединенных последовательно. Дополнительные пассивные компоненты, такие как выставление оценок конденсаторы и резисторы должны быть подключены параллельно с каждым тиристором, чтобы гарантировать, что напряжение на клапане равномерно распределяется между тиристорами. Тиристор с его схемами градуировки и другим вспомогательным оборудованием известен как тиристорный уровень.

Блоки тиристорных клапанов для полюса 2 HVDC между островами между Северным и Южным островами Новая Зеландия. Мужчина внизу показывает шкалу размеров клапанов.

Каждый тиристорный клапан обычно содержит десятки или сотни тиристорных уровней, каждый из которых работает при разном (высоком) потенциале относительно земли. Таким образом, командную информацию для включения тиристоров нельзя просто отправить по проводному соединению - ее необходимо изолировать. Метод изоляции может быть магнитным, но обычно оптическим. Используются два оптических метода: косвенный и прямой оптический запуск. В методе непрямого оптического запуска низковольтная управляющая электроника посылает световые импульсы по оптическим волокнам к высокая сторона управляющая электроника, которая получает питание от напряжения на каждом тиристоре. Альтернативный метод прямого оптического запуска обходится без большей части электроники верхнего плеча, вместо этого для переключения используются световые импульсы от управляющей электроники. световые тиристоры (LTT), хотя для защиты клапана все же может потребоваться небольшой блок контрольной электроники.

В преобразователе с линейной коммутацией постоянный ток (обычно) не может менять направление; он протекает через большую индуктивность и может считаться почти постоянным. Со стороны переменного тока преобразователь ведет себя примерно как источник тока, подавая в сеть переменного тока токи сетевой частоты и гармонические токи. По этой причине преобразователь с линейной коммутацией для HVDC также рассматривается как инвертор с источником тока.

Преобразователи с питанием от источника напряжения

Поскольку тиристоры могут быть включены (не выключены) только управляющим воздействием, система управления имеет только одну степень свободы - когда включать тиристор. В некоторых случаях это важное ограничение.

С некоторыми другими типами полупроводниковых устройств, такими как биполярный транзистор с изолированным затвором (IGBT), включение и выключение можно контролировать, что дает вторую степень свободы. В результате их можно использовать для изготовления самокоммутируемые преобразователи. В таких преобразователях полярность постоянного напряжения обычно фиксирована, и постоянное напряжение, сглаженное большой емкостью, можно считать постоянным. По этой причине преобразователь HVDC, использующий IGBT, обычно называют преобразователь напряжения. Дополнительная управляемость дает много преимуществ, в частности, возможность включать и выключать IGBT много раз за цикл для улучшения гармонических характеристик. Поскольку преобразователь является самокоммутируемым, его работа больше не зависит от синхронных машин в системе переменного тока. Таким образом, преобразователь с источником напряжения может подавать питание в сеть переменного тока, состоящую только из пассивных нагрузок, что невозможно с LCC HVDC.

HVDC systems based on voltage sourced converters normally use the six-pulse connection because the converter produces much less harmonic distortion than a comparable LCC and the twelve-pulse connection is unnecessary.

Most of the VSC HVDC systems built until 2012 were based on the two level converter, which can be thought of as a six pulse bridge in which the thyristors have been replaced by IGBTs with inverse-parallel diodes, and the DC smoothing reactors have been replaced by DC smoothing capacitors. Such converters derive their name from the discrete, two voltage levels at the AC output of each phase that correspond to the electrical potentials of the positive and negative DC terminals. Широтно-импульсная модуляция (PWM) is usually used to improve the harmonic distortion of the converter.

Some HVDC systems have been built with three level converters, but today most new VSC HVDC systems are being built with some form of multilevel converter, most commonly the Modular Multilevel Converter (MMC), in which each valve consists of a number of independent converter submodules, each containing its own storage capacitor. The IGBTs in each submodule either bypass the capacitor or connect it into the circuit, allowing the valve to synthesize a stepped voltage with very low levels of harmonic distortion.

Converter transformers

A single-phase, three-winding converter transformer. The long valve-winding bushings, which project through the wall of the valve hall, are shown on the left. The line-winding bushing projects vertically upwards at center-right

At the AC side of each converter, a bank of transformers, often three physically separated single-phase transformers, isolate the station from the AC supply, to provide a local earth, and to ensure the correct eventual DC voltage. The output of these transformers is then connected to the converter.

Converter transformers for LCC HVDC schemes are quite specialized because of the high levels of harmonic currents which flow through them, and because the secondary winding insulation experiences a permanent DC voltage, which affects the design of the insulating structure (valve side requires more solid insulation) inside the tank. In LCC systems, the transformers also need to provide the 30° phase shift needed for harmonic cancellation.

Converter transformers for VSC HVDC systems are usually simpler and more conventional in design than those for LCC HVDC systems.

Реактивная сила

A major drawback of HVDC systems using line-commutated converters is that the converters inherently consume Реактивная сила. The AC current flowing into the converter from the AC system lags behind the AC voltage so that, irrespective of the direction of active power flow, the converter always absorbs reactive power, behaving in the same way as a shunt реактор. The reactive power absorbed is at least 0.5 Mvar/MW under ideal conditions and can be higher than this when the converter is operating at higher than usual firing or extinction angle, or reduced DC voltage.

Although at Преобразовательные подстанции HVDC connected directly to энергостанции some of the reactive power may be provided by the generators themselves, in most cases the reactive power consumed by the converter must be provided by banks of shunt конденсаторы connected at the AC terminals of the converter. The shunt capacitors are usually connected directly to the grid voltage but in some cases may be connected to a lower voltage via a tertiary winding on the converter transformer.

Since the reactive power consumed depends on the active power being transmitted, the shunt capacitors usually need to be subdivided into a number of switchable banks (typically four per converter) in order to prevent a surplus of reactive power being generated at low transmitted power.

The shunt capacitors are almost always provided with tuning reactors and, where necessary, damping resistors so that they can perform a dual role as гармонический фильтры.

Voltage-source converters, on the other hand, can either produce or consume reactive power on demand, with the result that usually no separate shunt capacitors are needed (other than those required purely for filtering).

Harmonics and filtering

Все power electronic converters generate some degree of harmonic distortion on the AC and DC systems to which they are connected, and HVDC converters are no exception.

With the recently developed Modular Multilevel Converter (MMC), levels of harmonic distortion may be practically negligible, but with line-commutated converters and simpler types of voltage-source converters, considerable harmonic distortion may be produced on both the AC and DC sides of the converter. As a result, harmonic filters are nearly always required at the AC terminals of such converters, and in HVDC transmission schemes using overhead lines, may also be required on the DC side.

Filters for line-commutated converters

The basic building-block of a line-commutated HVDC converter is the six-pulse bridge. This arrangement produces very high levels of harmonic distortion by acting as a current source injecting harmonic currents of order 6n±1 into the AC system and generating harmonic voltages of order 6n superimposed on the DC voltage.

It is very costly to provide harmonic filters capable of suppressing such harmonics, so a variant known as the twelve-pulse bridge (consisting of two six-pulse bridges in series with a 30° phase shift between them) is nearly always used. With the twelve-pulse arrangement, harmonics are still produced but only at orders 12n±1 on the AC side and 12n on the DC side. The task of suppressing such harmonics is still challenging, but manageable.

Line-commutated converters for HVDC are usually provided with combinations of harmonic filters designed to deal with the 11th and 13th harmonics on the AC side, and 12th harmonic on the DC side. Sometimes, high-pass filters may be provided to deal with 23rd, 25th, 35th, 37th... on the AC side and 24th, 36th... on the DC side. Sometimes, the AC filters may also need to provide damping at lower-order, noncharacteristic harmonics such as 3rd or 5th harmonics.

The task of designing AC harmonic filters for HVDC converter stations is complex and computationally intensive, since in addition to ensuring that the converter does not produce an unacceptable level of voltage distortion on the AC system, it must be ensured that the harmonic filters do not resonate with some component elsewhere in the AC system. A detailed knowledge of the harmonic impedance of the AC system, at a wide range of frequencies, is needed in order to design the AC filters.[39]

DC filters are required only for HVDC transmission systems involving overhead lines. Voltage distortion is not a problem in its own right, since consumers do not connect directly to the DC terminals of the system, so the main design criterion for the DC filters is to ensure that the harmonic currents flowing in the DC lines do not induce interference in nearby open-wire телефонные линии.[40] With the rise in digital mobile телекоммуникации systems, which are much less susceptible to interference, DC filters are becoming less important for HVDC systems.

Filters for voltage-sourced converters

Some types of voltage-sourced converters may produce such low levels of harmonic distortion that no filters are required at all. However, converter types such as the two-level converter, used with широтно-импульсная модуляция (PWM), still require some filtering, albeit less than on line-commutated converter systems.

With such converters, the harmonic spectrum is generally shifted to higher frequencies than with line-commutated converters. This usually allows the filter equipment to be smaller. The dominant harmonic frequencies are боковые полосы of the PWM frequency and multiples thereof. In HVDC applications, the PWM frequency is typically around 1 to 2 kHz.

Конфигурации

Монополь

Блок-схема монопольной системы с заземлением

In a monopole configuration one of the terminals of the rectifier is connected to earth ground. The other terminal, at high voltage relative to ground, is connected to a transmission line. В заземленный terminal may be connected to the corresponding connection at the inverting station by means of a second conductor.

If no metallic return conductor is installed, current flows in the earth (or water) between two electrodes. This arrangement is a type of однопроводное заземление система.

The electrodes are usually located some tens of kilometers from the stations and are connected to the stations via a medium-voltage электродная линия. The design of the electrodes themselves depends on whether they are located on land, on the shore or at sea. For the monopolar configuration with earth return, the earth current flow is unidirectional, which means that the design of one of the electrodes (the катод ) can be relatively simple, although the design of анод electrode is quite complex.

For long-distance transmission, earth return can be considerably cheaper than alternatives using a dedicated neutral conductor, but it can lead to problems such as:

  • Electrochemical corrosion of long buried metal objects such as трубопроводы
  • Underwater earth-return electrodes in seawater may produce хлор or otherwise affect water chemistry.
  • An unbalanced current path may result in a net magnetic field, which can affect magnetic navigational компасы for ships passing over an underwater cable.

These effects can be eliminated with installation of a metallic return conductor between the two ends of the monopolar transmission line. Since one terminal of the converters is connected to earth, the return conductor need not be insulated for the full transmission voltage which makes it less costly than the high-voltage conductor. The decision of whether or not to use a metallic return conductor is based upon economic, technical and environmental factors.[41]

Modern monopolar systems for pure overhead lines carry typically 1.5 GW.[42] If underground or underwater cables are used, the typical value is 600 MW.

Most monopolar systems are designed for future bipolar expansion. Transmission line towers may be designed to carry two conductors, even if only one is used initially for the monopole transmission system. The second conductor is either unused, used as электродная линия or connected in parallel with the other (as in case of Балтийский кабель ).

Симметричный монополь

An alternative is to use two high-voltage conductors, operating at about half of the DC voltage, with only a single converter at each end. In this arrangement, known as the symmetrical monopole, the converters are earthed only via a high impedance and there is no earth current. The symmetrical monopole arrangement is uncommon with line-commutated converters (the NorNed interconnection being a rare example) but is very common with Voltage Sourced Converters when cables are used.

Биполярный

Блок-схема биполярной системы, которая также имеет возврат на землю

In bipolar transmission a pair of conductors is used, each at a high potential with respect to ground, in opposite polarity. Since these conductors must be insulated for the full voltage, transmission line cost is higher than a monopole with a return conductor. However, there are a number of advantages to bipolar transmission which can make it an attractive option.

  • Under normal load, negligible earth-current flows, as in the case of monopolar transmission with a metallic earth-return. This reduces earth return loss and environmental effects.
  • When a fault develops in a line, with earth return electrodes installed at each end of the line, approximately half the rated power can continue to flow using the earth as a return path, operating in monopolar mode.
  • Since for a given total power rating each conductor of a bipolar line carries only half the current of monopolar lines, the cost of the second conductor is reduced compared to a monopolar line of the same rating.
  • In very adverse terrain, the second conductor may be carried on an independent set of transmission towers, so that some power may continue to be transmitted even if one line is damaged.

A bipolar system may also be installed with a metallic earth return conductor.

Bipolar systems may carry as much as 4 GW at voltages of ±660 kV with a single converter per pole, as on the Ningdong–Shandong project in China. With a power rating of 2,000 MW per twelve-pulse converter, the converters for that project were (as of 2010) the most powerful HVDC converters ever built.[43] Even higher powers can be achieved by connecting two or more twelve-pulse converters in series in each pole, as is used in the ±800 kV Сянцзяба – Шанхай project in China, which uses two twelve-pulse converter bridges in each pole, each rated at 400 kV DC and 1,600 MW.

Submarine cable installations initially commissioned as a monopole may be upgraded with additional cables and operated as a bipole.

A block diagram of a bipolar HVDC transmission system, between two stations designated A and B. AC – represents an alternating current network CON – represents a converter valve, either выпрямитель или же инвертор, TR represents a power трансформатор, DCTL is the direct-current transmission line conductor, DCL is a direct-current filter индуктор, BS represents a bypass switch, and PM represent power factor correction and harmonic filter networks required at both ends of the link. The DC transmission line may be very short in a back-to-back link, or extend hundreds of miles (km) overhead, underground or underwater. One conductor of the DC line may be replaced by connections to земля земля.

A bipolar scheme can be implemented so that the polarity of one or both poles can be changed. This allows the operation as two parallel monopoles. If one conductor fails, transmission can still continue at reduced capacity. Losses may increase if ground electrodes and lines are not designed for the extra current in this mode. To reduce losses in this case, intermediate switching stations may be installed, at which line segments can be switched off or parallelized. This was done at Inga–Shaba HVDC.

Back to back

А back-to-back station (or B2B for short) is a plant in which both converters are in the same area, usually in the same building. The length of the direct current line is kept as short as possible. HVDC back-to-back stations are used for

The DC voltage in the intermediate circuit can be selected freely at HVDC back-to-back stations because of the short conductor length. The DC voltage is usually selected to be as low as possible, in order to build a small valve hall and to reduce the number of thyristors connected in series in each valve. For this reason, at HVDC back-to-back stations, valves with the highest available current rating (in some cases, up to 4,500 A) are used.

Multi-terminal systems

The most common configuration of an HVDC link consists of two converter stations connected by an воздушная линия электропередачи or undersea cable.

Multi-terminal HVDC links, connecting more than two points, are rare. The configuration of multiple terminals can be series, parallel, or hybrid (a mixture of series and parallel). Parallel configuration tends to be used for large capacity stations, and series for lower capacity stations. An example is the 2,000 MW Трансмиссия Квебек - Новая Англия system opened in 1992, which is currently the largest multi-terminal HVDC system in the world.[44]

Multi-terminal systems are difficult to realize using line commutated converters because reversals of power are effected by reversing the polarity of DC voltage, which affects all converters connected to the system. With Voltage Sourced Converters, power reversal is achieved instead by reversing the direction of current, making parallel-connected multi-terminals systems much easier to control. For this reason, multi-terminal systems are expected to become much more common in the near future.

China is expanding its grid to keep up with increased power demand, while addressing environmental targets. China Southern Power Grid started a three terminals VSC HVDC pilot project in 2011. The project has designed ratings of ±160 kV/200 MW-100 MW-50 MW and will be used to bring wind power generated on Nanao island into the mainland Guangdong power grid through 32 km of combination of HVDC land cables, sea cables and overhead lines. This project was put into operation on December 19, 2013.[45]

In India, the multi-terminal North-East Agra project is planned for commissioning in 2015-2017. It is rated 6,000 MW, and it transmits power on a ±800 kV bipolar line from two converter stations, at Бисванат Чариали и Алипурдуар, in the east to a converter at Агра, a distance of 1,728 km.[46]

Прочие договоренности

Кросс-Скагеррак consisted since 1993 of 3 poles, from which 2 were switched in parallel and the third used an opposite polarity with a higher transmission voltage. This configuration ended in 2014 when poles 1 and 2 again were rebuilt to work in bipole and pole 3 (LCC) works in bipole with a new pole 4 (VSC). This is the first HVDC transmission where LCC and VSC poles cooperate in a bipole.

A similar arrangement was the HVDC Inter-Island в Новая Зеландия after a capacity upgrade in 1992, in which the two original converters (using mercury-arc valves) were parallel-switched feeding the same pole and a new third (thyristor) converter installed with opposite polarity and higher operation voltage. This configuration ended in 2012 when the two old converters were replaced with a single, new, thyristor converter.

A scheme patented in 2004[47] is intended for conversion of existing AC transmission lines to HVDC. Two of the three circuit conductors are operated as a bipole. The third conductor is used as a parallel monopole, equipped with reversing valves (or parallel valves connected in reverse polarity). This allows heavier currents to be carried by the bipole conductors, and full use of the installed third conductor for energy transmission. High currents can be circulated through the line conductors even when load demand is low, for removal of ice. По состоянию на 2012 год, no tripole conversions are in operation, although a transmission line in Индия has been converted to bipole HVDC (HVDC Sileru-Barsoor ).

Коронный разряд

Коронный разряд это создание ионы в жидкость (Такие как воздуха ) by the presence of a strong электрическое поле. Электроны are torn from neutral air, and either the positive ions or the electrons are attracted to the conductor, while the charged particles drift. This effect can cause considerable power loss, create audible and radio-frequency interference, generate toxic compounds such as оксиды азота and ozone, and bring forth arcing.

Both AC and DC transmission lines can generate coronas, in the former case in the form of oscillating particles, in the latter a constant wind. Из-за space charge formed around the conductors, an HVDC system may have about half the loss per unit length of a high voltage AC system carrying the same amount of power. With monopolar transmission the choice of polarity of the energized conductor leads to a degree of control over the corona discharge. In particular, the polarity of the ions emitted can be controlled, which may have an environmental impact on ozone creation. Negative coronas generate considerably more ozone than positive coronas, and generate it further подветренный of the power line, creating the potential for health effects. Использование положительный voltage will reduce the ozone impacts of monopole HVDC power lines.

Приложения

Обзор

The controllability of a current-flow through HVDC rectifiers and inverters, their application in connecting unsynchronized networks, and their applications in efficient submarine cables mean that HVDC interconnections are often used at national or regional boundaries for the exchange of power (in North America, HVDC connections divide much of Canada and the United States into several electrical regions that cross national borders, although the purpose of these connections is still to connect unsynchronized AC grids to each other). Offshore windfarms also require undersea cables, and their турбины are unsynchronized. In very long-distance connections between two locations, such as power transmission from a large hydroelectric power plant at a remote site to an urban area, HVDC transmission systems may appropriately be used; several schemes of these kind have been built. For interconnections to Сибирь, Канада, Индия, а Скандинавский North, the decreased line-costs of HVDC also make it applicable, see List of HVDC projects. Other applications are noted throughout this article.

AC network interconnections

AC transmission lines can interconnect only synchronized AC networks with the same frequency with limits on the allowable phase difference between the two ends of the line. Many areas that wish to share power have unsynchronized networks. The power grids of the Великобритания, Northern Europe and continental Europe are not united into a single synchronized network. Япония has 50 Hz and 60 Hz networks. Continental North America, while operating at 60 Hz throughout, is divided into regions which are unsynchronized: Восток, Запад, Техас, Квебек, и Аляска. Бразилия и Парагвай, which share the enormous Плотина Итайпу hydroelectric plant, operate on 60 Hz and 50 Hz respectively. However, HVDC systems make it possible to interconnect unsynchronized AC networks, and also add the possibility of controlling AC voltage and reactive power flow.

А генератор connected to a long AC transmission line may become unstable and fall out of synchronization with a distant AC power system. An HVDC transmission link may make it economically feasible to use remote generation sites. Ветряные фермы located off-shore may use HVDC systems to collect power from multiple unsynchronized generators for transmission to the shore by an underwater cable.[48]

In general, however, an HVDC power line will interconnect two AC regions of the power-distribution grid. Machinery to convert between AC and DC power adds a considerable cost in power transmission. The conversion from AC to DC is known as исправление, and from DC to AC as инверсия. Above a certain break-even distance (about 50 km for submarine cables, and perhaps 600–800 km for overhead cables), the lower cost of the HVDC electrical conductors outweighs the cost of the electronics.

The conversion electronics also present an opportunity to effectively manage the power grid by means of controlling the magnitude and direction of power flow. An additional advantage of the existence of HVDC links, therefore, is potential increased stability in the transmission grid.

Renewable electricity superhighways

Two HVDC lines cross near Крыло, Северная Дакота.

A number of studies have highlighted the potential benefits of very wide area super grids based on HVDC since they can mitigate the effects of intermittency by averaging and smoothing the outputs of large numbers of geographically dispersed wind farms or solar farms.[49] Czisch's study concludes that a grid covering the fringes of Europe could bring 100% renewable power (70% wind, 30% biomass) at close to today's prices. There has been debate over the technical feasibility of this proposal[50] and the political risks involved in energy transmission across a large number of international borders.[51]

The construction of such green power superhighways is advocated in a белая бумага это было выпущено Американская ассоциация ветроэнергетики и Ассоциация предприятий солнечной энергетики в 2009.[52] Clean Line Energy Partners is developing four HVDC lines in the U.S. for long distance electric power transmission.[53]

In January 2009, the European Commission proposed €300 million to subsidize the development of HVDC links between Ireland, Britain, the Netherlands, Germany, Denmark, and Sweden, as part of a wider €1.2 billion package supporting links to offshore wind farms and cross-border interconnectors throughout Europe. Meanwhile, the recently founded Union of the Mediterranean has embraced a Mediterranean Solar Plan to import large amounts of concentrated solar power into Europe from North Africa and the Middle East.[54]

Advancements in UHVDC

UHVDC (ultrahigh-voltage direct-current) is shaping up to be the latest technological front in high voltage DC transmission technology. UHVDC is defined as DC voltage transmission of above 800 kV (HVDC is generally just 100 to 800 kV).

One of the problems with current UHVDC supergrids is that – although less than AC transmission or DC transmission at lower voltages – they still suffer from power loss as the length is extended. A typical loss for 800 kV lines is 2.6% over 800 km.[55] Increasing the transmission voltage on such lines reduces the power loss, but until recently, the соединители required to bridge the segments were prohibitively expensive. However, with advances in manufacturing, it is becoming more and more feasible to build UHVDC lines.

В 2010, ABB Group built the world's first 800 kV UHVDC in China. The Zhundong–Wannan UHVDC line with 1100 kV, 3400 km length and 12 GW capacity was completed in 2018. As of 2020, at least thirteen UHVDC transmission lines in China have been completed.

While the majority of recent UHVDC technology deployment is in China, it has also been deployed in South America as well as other parts of Asia. In India, a 1830 km, 800 kV, 6 GW line between Райгарх и Pugalur is expected to be completed in 2019.[56] В Бразилии Xingu-Estreito line over 2076 km with 800 kV and 4 GW was completed in 2017. As of 2020, no UHVDC line (≥ 800 kV) exists in Europe or North America.

Смотрите также

Рекомендации

  1. ^ "ABB opens era of power superhighways". Архивировано из оригинал на 2015-10-16. Получено 2015-07-21.
  2. ^ "Wind Power 'Superhighway' Could Help Transform Panhandle Into U.S. Energy Hub".
  3. ^ Sovacool, Benjamin K.; Cooper, C. J. (2013-07-01). The Governance of Energy Megaprojects: Politics, Hubris and Energy Security. ISBN  9781781952542.
  4. ^ Arrillaga, Jos; High Voltage Direct Current Transmission, second edition, Institution of Electrical Engineers, ISBN  0 85296 941 4, 1998.
  5. ^ "Changji-Guquan ±1,100 kV UHV DC Transmission Project Starts Power Transmission". SGCC. Архивировано из оригинал 27 января 2020 г.. Получено 26 января 2020.
  6. ^ "ABB wins orders of over $300 million for world's first 1,100 kV UHVDC power link in China". abb.com. 2016-07-19. Получено 2017-03-13.
  7. ^ Хингорани, Н. (1996). "High-voltage DC transmission: a power electronics workhorse". IEEE Spectrum. 33 (4): 63–72. Дои:10.1109/6.486634.
  8. ^ ABB HVDC В архиве 2011-12-06 at the Wayback Machine интернет сайт.
  9. ^ Hughes, Thomas Parke (1993). Networks of Power: Electrification in Western Society, 1880–1930. Балтимор, Мэриленд: Издательство Университета Джона Хопкинса. ISBN  978-0-80182-873-7, pages 120-121
  10. ^ а б Jos Arrillaga; Yonghe H. Liu; Neville R. Watson; Nicholas J. Murray (9 October 2009). Self-Commutating Converters for High Power Applications. Джон Уайли и сыновья. ISBN  978-0-470-74682-0. Получено 9 апреля 2011.
  11. ^ а б c Guarnieri, M. (2013). "The Alternating Evolution of DC Power Transmission". Журнал IEEE Industrial Electronics Magazine. 7 (3): 60–63. Дои:10.1109/MIE.2013.2272238. S2CID  23610440.CS1 maint: ref = harv (связь)
  12. ^ Donald Beaty et al, "Standard Handbook for Electrical Engineers 11th Ed.", McGraw Hill, 1978
  13. ^ ACW's Insulator Info – Book Reference Info – History of Electrical Systems and Cables
  14. ^ R. M. Black The History of Electric Wires and Cables, Peter Perigrinus, London 1983 ISBN  0-86341-001-4 pages 94–96
  15. ^ Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 page 145, available from the Интернет-архив
  16. ^ "Shaping the Tools of Competitive Power"
  17. ^ Thomas P. Hughes, Networks of Power
  18. ^ Rissik, H., Mercury-Arc Current Converters, Pitman. 1941, chapter IX.
  19. ^ "HVDC TransmissionF"
  20. ^ IEEE – IEEE History Center В архиве March 6, 2006, at the Wayback Machine
  21. ^ Cogle, T.C.J, The Nelson River Project – Manitoba Hydro exploits sub-arctic hydro power resources, Electrical Review, 23 November 1973.
  22. ^ https://www.siemens.com/press/en/pressrelease/?press=/en/pressrelease/2017/energymanagement/pr2017080410emen.htm&content []=EM Siemens overhauls 15 converter transformers at Cahora Bassa HVDC link in Mozambique, retrieved 2019 Jan 24
  23. ^ Siemens AG – Ultra HVDC Transmission System
  24. ^ Skog, J.E., van Asten, H., Worzyk, T., Andersrød, T., Norned – World’s longest power cable, CIGRÉ сессия, Париж, 2010 г., справочный документ B1-106.
  25. ^ «Архивная копия». Архивировано из оригинал на 2017-04-15. Получено 2017-02-03.CS1 maint: заархивированная копия как заголовок (связь)
  26. ^ Basslink интернет сайт
  27. ^ ABB HVDC интернет сайт
  28. ^ [1] В архиве 2015-09-04 в Wayback Machine интернет сайт
  29. ^ Donald G. Fink, H. Wayne Beatty, Standard Handbook for Electrical Engineers 11th Edition, McGraw Hill, 1978, ISBN  0-07-020974-X, pages 15-57 and 15-58
  30. ^ "HVDC Classic reliability and availability". ABB. Архивировано из оригинал 30 марта 2010 г.. Получено 2019-06-14.
  31. ^ "Design, Modeling and Control of Modular Multilevel Converter based HVDC Systems. - NCSU Digital Repository". www.lib.ncsu.edu. Получено 2016-04-17.
  32. ^ Donald G. Fink and H. Wayne Beaty (August 25, 2006). Стандартное руководство для инженеров-электриков. McGraw-Hill Professional. стр.14 –37 equation 14–56. ISBN  978-0-07-144146-9.
  33. ^ "The HVDC Transmission Québec–New England". ABB Asea Brown Boveri. Архивировано из оригинал 5 марта 2011 г.. Получено 2008-12-12.
  34. ^ The Corsican tapping: from design to commissioning tests of the third terminal of the Sardinia-Corsica-Italy HVDCBillon, V.C.; Taisne, J.P.; Arcidiacono, V.; Mazzoldi, F.;Power Delivery, IEEE Transactions onVolume 4, Issue 1, Jan. 1989 Page(s):794–799
  35. ^ "ABB solves 100-year-old electrical puzzle – new technology to enable future DC grid". ABB. 7 November 2012. Получено 11 ноября 2012.
  36. ^ а б Callavik, Magnus; Blomberg, Anders; Häfner, Jürgen; Jacobson, Björn (November 2012), The Hybrid HVDC Breaker: An innovation breakthrough for reliable HVDC grids (PDF), ABB Grid Systems, получено 18 ноября 2012
  37. ^ Source works for a prominent UK engineering consultancy but has asked to remain anonymous and is a member of Claverton Energy Research Group
  38. ^ Spain to invest heavily in transmission grid upgrades over next five years|CSP Today В архиве 2011-10-05 на Wayback Machine. Social.csptoday.com (2010-04-01). Проверено 9 апреля 2011.
  39. ^ Guide to the specification and design evaluation of AC filters for HVDC systems, CIGRÉ Technical Brochure No. 139, 1999.
  40. ^ DC side harmonics and filtering in HVDC transmission systems, CIGRÉ Technical Brochure No. 092, 1995.
  41. ^ Basslink проект В архиве September 13, 2003, at the Wayback Machine
  42. ^ Siemens AG – HVDC интернет сайт[мертвая ссылка ]
  43. ^ Davidson, C.C.; Preedy, R.M.; Cao, J .; Чжоу, C .; Fu, J. (October 2010). Ultra-High-Power Thyristor Valves for HVDC in Developing Countries. 9th International Conference on AC/DC Power Transmission. Лондон: ИЭПП. Дои:10.1049/cp.2010.0974.
  44. ^ ABB HVDC Transmission Québec – New England интернет сайт[мертвая ссылка ]
  45. ^ Three terminal VSC HVDC in China В архиве 8 февраля 2014 г. Wayback Machine
  46. ^ Developments in multterminal HVDC, retrieved 2014 March 17
  47. ^ "Current modulation of direct current transmission lines - BARTHOLD LIONEL O." FPO IP Research & Communities. 30 марта 2004 г.. Получено 19 июля, 2018.
  48. ^ Schulz, Matthias, "Germany's Offshore Fiasco North Sea Wind Offensive Plagued by Problems", Der Spiegel, September 04, 2012. "The HVDC converter stations are causing the biggest problems." Retrieved 2012-11-13.
  49. ^ Gregor Czisch (2008-10-24). "Low Cost but Totally Renewable Electricity Supply for a Huge Supply Area – a European/Trans-European Example –" (PDF). 2008 Claverton Energy Conference. Кассельский университет. Архивировано из оригинал (PDF) на 2009-03-04. Получено 2008-07-16.The paper was presented at the Claverton Energy conference in Bath, 24 October 2008.Paper Synopsis
  50. ^ Myth of technical un-feasibility of complex multi-terminal HVDC and ideological barriers to inter-country power exchanges – Czisch | Claverton Group. Claverton-energy.com. Проверено 9 апреля 2011.
  51. ^ European Super Grid and renewable energy power imports – "ludicrous to suggest this would make Europe more vulnerable" – ? | Claverton Group. Claverton-energy.com. Проверено 9 апреля 2011.
  52. ^ Green Power Superhighways: Building a Path to America's Clean Energy Future В архиве 2017-04-20 в Wayback Machine, February 2009
  53. ^ HVDC Transmission Projects | Clean Line Energy Partners
  54. ^ David Strahan "Green Grids" New Scientist 12 March 2009
  55. ^ https://www.siemens.com/press/pool/de/events/2012/energy/2012-07-wismar/factsheet-hvdc-e.pdf
  56. ^ https://www.tdworld.com/overhead-transmission/article/20967567/india-to-build-longest-800kv-uhvdc-transmission-line

дальнейшее чтение

  • Kimbark, E.W., Direct current transmission, volume 1, Wiley Interscience, 1971.
  • Cory, B.J., Adamson, C., Ainsworth, J.D., Freris, L.L., Funke, B., Harris, L.A., Sykes, J.H.M., High voltage direct current converters and systems, Macdonald & Co. (publishers) Ltd, 1965.

внешняя ссылка