Корисник:Kolega2357/High-voltage direct current

Из Википедије, слободне енциклопедије
Иди на навигацију Иди на претрагу
Дугачке високонапонске линије које носе hydroelectricity from Canada's Nelson River to this converter station where it is converted to AC for use in southern Manitoba's grid

Једносмерна струја високог напона (енгл. High-voltage direct current, HVDC) је систем преноса електричне енергије (такође назван магистрала моћи или електрична магистрала)[1][2][3] који користи једносмерну струју за масовни пренос електричне енергије, за разлику од уобичајеног система преноса наизменичном струјом. [4] За пренос на велике удаљености, високонапонска једносмерна струја може бити јефтинија и има мање електричне губитке. За подморске каблове, високонапонска једносмерна струја нема тешке струје које су потребне за пуњење и пражњење капацитета кабла сваког циклуса. За краће удаљености, виши су трошкови опреме su за претварање једносмерне у поређењу са наизменичном системом могу још увијек бити оправдани, због других предности директних струјних веза. Напони високонапонске једносмерне струје су од 100 kV до 1500 kV.

Високонапонска једносмерна струја омогућава пренос електричнме енергије између несинхронизованог преносна наименичном струјом. Пошто се проток високонапонске једносмерне струје може контролисати независно од извора и оптерећења, може стабилизовати мрежу од поремећаја услед брзих промена снаге. Високонапонска једносмерна струја такође омогућава пренос снаге између система који раде на различитим фреквенцијама, као што су 50 Hz и 60 Hz. Ово побољшава стабилност и економичност сваке мреже, допуштајући размјену моћи између некомпатибилних мрежа.

Технологија модерног преноса високонапонском једносмерном струјом интезивно је развијена 1930-их у Шведској и Немачкој. Први преноси високонапонском једносмерном струјом су били у Совјетском Савезу 1951. између Москве и Кашире, и од 100 kV, снаге 20 MW између Готланда и централне Шведске 1954. године.[5] Најдужи пренос високопонаском једносмерном струјом на свету од 600 kV снаге 3150 MW је у Бразилу који повезује Порто Вељо и Рондонију у Сао Пауло регији. Дужина овог преноса високонапонском једносмерном струјом је 2375 km.[6]

У јулу 2016. године, АББ компанија је добила уговор у Кини за изградњу преносног система веома високонапонском једносмерном струјом од 1100 kV, дужине од 3.000 km и снаге од 12 GW, што ће бити најдужа удаљеност и највећи преносни капацитет.[7]

  Постојеће везе
  У изградњи
  Предложено
Многи од ових преноса високонапонском једносмерном струјом су 2008. преносе енергију из обновљивих извора, као што су вода и ветар.

Садржај

Високонапонски пренос[уреди]

Висок напон се користи за пренос електричне снаге да би се смањили губици и отпрорност у проводницима. За дату количину пренешене снаге, удвостручење напона ће дати исту снагу за мању јачину струје. Снага која се губи као топлота у проводницима директно пропорционална квадрату струје, удвостручење напона смањује губитке. Док се снага изгубљена у преносу такође може смањити повећањем пресека проводника, већи проводници су тежи и скупљи.

Висок напон не може се лако користити за осветљење или електромоторе, тако да напони на нивоу преноса морају бити смањени за опрему крајње употребе. Трансформатори се користи за повећање или снижавање напона код наизменичне струје. Генератори наизменичне струје су ефикаснији од генератора једносмерне струје. Због тога је наизменична струја постала доминантна након завршетка рата струја 1892.[8]Рат струја био је конкуренција у САД између система једносмерне струје Томаса Едисона и система наизменичне струје Џорџа Вестингауса.[9]

Пренос електричне енергије између наизменичне и једносмерне струје постао је могућ са развојем енергетске електронике и уређаја као што су живин исправљач, почевши од 1970-их, полупроводничких уређаја као што је тиристор, интегрисани тиристор (IGCT), тиристор са МОС контролом (MCT) и биполарни транзистор (IGBT).[10]

Историја[уреди]

Електромеханички (Туријеви) системи[уреди]

Шематски приказ Туријевог преносног система
Високонапонска једносмерна струја 1971.: Инвертор од 150 kV mercury-arc valve converted AC hydropower voltage for transmission to distant cities from Manitoba Hydro generators.
Далеководи Балтичког кабла високонапонске једносмерне струје у Шведској.

The first long-distance transmission of electric power was demonstrated using direct current in 1882 at Miesbach-Munich Power Transmission, but only 1.5 kW was transmitted.[11] An early method of high-voltage DC transmission was developed by the Swiss engineer René Thury[12] and his method was put into practice by 1889 in Italy by the Acquedotto De Ferrari-Galliera company. This system used series-connected motor-generator sets to increase the voltage. Each set was insulated from electrical ground and driven by insulated shafts from a prime mover. The transmission line was operated in a 'constant current' mode, with up to 5,000 volts across each machine, some machines having double commutators to reduce the voltage on each commutator. This system transmitted 630 kW at 14 kV DC over a distance of 120 km.[13][14] The Moutiers–Lyon system transmitted 8,600 kW of hydroelectric power a distance of 200 km, including 10 km of underground cable. This system used eight series-connected generators with dual commutators for a total voltage of 150 kV between the positive and negative poles, and operated from c.1906 until 1936. Fifteen Thury systems were in operation by 1913.[15] Other Thury systems operating at up to 100 kV DC worked into the 1930s, but the rotating machinery required high maintenance and had high energy loss. Various other electromechanical devices were tested during the first half of the 20th century with little commercial success.[16]

One technique attempted for conversion of direct current from a high transmission voltage to lower utilization voltage was to charge series-connected batteries, then reconnect the batteries in parallel to serve distribution loads.[17] While at least two commercial installations were tried around the turn of the 20th century, the technique was not generally useful owing to the limited capacity of batteries, difficulties in switching between series and parallel connections, and the inherent energy inefficiency of a battery charge/discharge cycle. (A modern battery storage power station includes transformers and inverters to change energy from alternating current to direct current forms at appropriate voltages.)

Живин исправљач[уреди]

First proposed in 1914.[18] the grid controlled mercury-arc valve became available for power transmission during the period 1920 to 1940. Starting in 1932, General Electric tested mercury-vapor valves and a 12 kV DC transmission line, which also served to convert 40 Hz generation to serve 60 Hz loads, at Mechanicville, New York. In 1941, a 60 MW, ±200 kV, 115 km buried cable link was designed for the city of Berlin using mercury arc valves (Elbe-Project), but owing to the collapse of the German government in 1945 the project was never completed.[19] The nominal justification for the project was that, during wartime, a buried cable would be less conspicuous as a bombing target. The equipment was moved to the Soviet Union and was put into service there as the Moscow–Kashira HVDC system.[20] The Moscow–Kashira system and the 1954 connection by Uno Lamm's group at ASEA between the mainland of Sweden and the island of Gotland marked the beginning of the modern era of HVDC transmission.[11]

Mercury arc valves require an external circuit to force the current to zero and thus turn off the valve. In HVDC applications, the AC power system itself provides the means of commutating the current to another valve in the converter. Consequently, converters built with mercury arc valves are known as line-commutated converters (LCC). LCCs require rotating synchronous machines in the AC systems to which they are connected, making power transmission into a passive load impossible.

Mercury arc valves were common in systems designed up to 1972, the last mercury arc HVDC system (the Nelson River Bipole 1 system in Manitoba, Canada) having been put into service in stages between 1972 and 1977.[21] Since then, all mercury arc systems have been either shut down or converted to use solid state devices. The last HVDC system to use mercury arc valves was the Inter-Island HVDC link between the North and South Islands of New Zealand, which used them on one of its two poles. The mercury arc valves were decommissioned on 1 August 2012, ahead of commissioning of replacement thyristor converters.

Тиристорски исправљач[уреди]

Since 1977, new HVDC systems have used only solid-state devices, in most cases thyristor valves. Like mercury arc valves, thyristors require connection to an external AC circuit in HVDC applications to turn them on and off. HVDC using thyristor valves is also known as Line-Commutated Converter (LCC) HVDC.

Development of thyristor valves for HVDC began in the late 1960s. The first complete HVDC scheme based on thyristor valves was the Eel River scheme in Canada, which was built by General Electric and went into service in 1972.

On March 15, 1979, a 1920 MW thyristor based direct current connection between Cabora Bassa and Johannesburg (1,410 km) was energized. The conversion equipment was built in 1974 by Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG), and Brown, Boveri & Cie (BBC) and Siemens were partners in the project. Service interruptions of several years were a result of a civil war in Mozambique.[22] The transmission voltage of ±533 kV was the highest in the world at the time.[11]

Кондензаторски комутативни претварачи[уреди]

Линијски комутативни претварачи имају нека ограничења у њиховој употреби за системе високонапонске једносмерне струје. Ово захтева да струјни круг наизменичне струје искључи струју тиристора и потребу за кратким периодом повратног напона како би се извршило искључивање (време искључивања). Покушај да се реше ова ограничења је кондензаторски комутативни претварач који је коришћен у малом броју система високонапонске једносмерне струје. Кондензаторски комутативни претварачи се разликује од конвенционалног система преноса високонапонске једносмерне струје по томе што има редно повезане кондензаторе постављене у прикључке наизменичне струја, било на примарној или секундарној страни трансформатора. Кондензатори редно повезани делимично компензују комутитивну индуктивност претварача и помажу смањењу струје квара. Ово такође омогућава употребу мањег "угла гашења" са претварачем и инвертором, чиме се смањује потреба за реактивном снагом.

Претварачи напонских извора[уреди]

Widely used in motor drives since the 1980s, voltage-source converters started to appear in HVDC in 1997 with the experimental Hellsjön–Grängesberg project in Sweden. By the end of 2011, this technology had captured a significant proportion of the HVDC market.

The development of higher rated insulated-gate bipolar transistors (IGBTs), gate turn-off thyristors (GTOs) and integrated gate-commutated thyristors (IGCTs), has made smaller HVDC systems economical. The manufacturer ABB Group calls this concept HVDC Light, while Siemens calls a similar concept HVDC PLUS (Power Link Universal System) and Alstom call their product based upon this technology HVDC MaxSine. They have extended the use of HVDC down to blocks as small as a few tens of megawatts and overhead lines as short as a few dozen kilometers. There are several different variants of VSC technology: most installations built until 2012 use pulse-width modulation in a circuit that is effectively an ultrahigh-voltage motor drive. Current installations, including HVDC PLUS and HVDC MaxSine, are based on variants of a converter called a Modular Multilevel Converter (MMC).

Multilevel converters have the advantage that they allow harmonic filtering equipment to be reduced or eliminated altogether. By way of comparison, AC harmonic filters of typical line-commutated converter stations cover nearly half of the converter station area.

With time, voltage-source converter systems will probably replace all installed simple thyristor-based systems, including the highest DC power transmission applications.[10]

Упоређивање са наизменичном струјом[уреди]

Предности[уреди]

A long-distance, point-to-point HVDC transmission scheme generally has lower overall investment cost and lower losses than an equivalent AC transmission scheme. HVDC conversion equipment at the terminal stations is costly, but the total DC transmission-line costs over long distances are lower than for an AC line of the same distance. HVDC requires less conductor per unit distance than an AC line, as there is no need to support three phases and there is no skin effect.

Depending on voltage level and construction details, HVDC transmission losses are quoted as less than 3% per 1,000 km, which are 30 to 40% less than with AC lines, at the same voltage levels.[23] This is because direct current transfers only active power and thus causes lower losses than alternating current, which transfers both active and reactive power.

HVDC transmission may also be selected for other technical benefits. HVDC can transfer power between separate AC networks. HVDC powerflow between separate AC systems can be automatically controlled to support either network during transient conditions, but without the risk that a major power-system collapse in one network will lead to a collapse in the second. HVDC improves on system controllability, with at least one HVDC link embedded in an AC grid—in the deregulated environment, the controllability feature is particularly useful where control of energy trading is needed.

The combined economic and technical benefits of HVDC transmission can make it a suitable choice for connecting electricity sources that are located far away from the main users.

Specific applications where HVDC transmission technology provides benefits include:

  • Undersea-cable transmission schemes (e.g., the 580 km NorNed cable between Norway and the Netherlands,[24] Italy's 420 km SAPEI cable between Sardinia and the mainland,[25] the 290 km Basslink between the Australian mainland and Tasmania,[26] and the 250 km Baltic Cable between Sweden and Germany[27]).
  • Endpoint-to-endpoint long-haul bulk power transmission without intermediate 'taps,' usually to connect a remote generating plant to the main grid, for example the Nelson River DC Transmission System in Canada.
  • Increasing the capacity of an existing power grid in situations where additional wires are difficult or expensive to install.
  • Power transmission and stabilization between unsynchronized AC networks, with the extreme example being an ability to transfer power between countries that use AC at different frequencies. Since such transfer can occur in either direction, it increases the stability of both networks by allowing them to draw on each other in emergencies and failures.
  • Stabilizing a predominantly AC power grid, without increasing fault levels (prospective short-circuit current).
  • Integration of renewable resources such as wind into the main transmission grid. HVDC overhead lines for onshore wind integration projects and HVDC cables for offshore projects have been proposed in North America and Europe for both technical and economic reasons. DC grids with multiple voltage-source converters (VSCs) are one of the technical solutions for pooling offshore wind energy and transmitting it to load centers located far away onshore.[28]

Кабловски системи[уреди]

Дугачки подводни и подземни високонапонски каблови имају висок електрични капацитет у поређењу са далеководима, пошто су проводници унутар кабла окружени релативно танким слојем изолације и металним омотачем. Геометрија коаксијалноg кондензатора је дугачка. Укупни капацитет се повећава са дужином кабла. Овај капацитет је у паралелном струјом колу са оптерећењем. Када се за пренос кабла користи наизменична струја, у каблу мора тећи додатна струја за пуњење капацитета овог кабела. Овај додатни струјни проток доводи до додатног губитка енергије путем расипања топлоте у проводницима кабла, подижући његову температуру. Додатни губици енергије настају и као резултат диелектричних губитака у изолацији каблова.

Међутим, ако се користи једносмерна струја, капацитивност кабла се пуни само када се кабл прво напаја или се промени напонски ниво; није потребна додатна струја. За довољно дугачак кабл наизменичне струје, потребна је читава струјна способност проводника за напајање саме струје пуњења. Овај проблем са капацитетом каблова ограничава дужину и способност преноса напајања кабловима наизменичне струје.[29] Каблови са једносмерним напајањем су ограничени само њиховим порастом температуре и Омовим законом. И ако нека струја цурења тече кроз диелектрични изолатор, то је мало у односу на номиналну струју кабла.

Системи контактних водова[уреди]

Капацитивни ефекат дугих подземних или подморских каблова код преноса наизменичном струјом односи се и на надземне водове у много мањој мери. Ипак за дуги далековод струја која тече само да напуни капацитивност проводника може бити значајна, а то смањује способност проводника да преноси корисну струју на оптерећење на удаљеном крају. Други фактор који смањује корисну струјну способност наизменичне струје је површински ефекат, који узрокује неједнаку дистрибуцију струје преко површине попречног пресека проводника. Проводници далековода који користе једносмерну струју немају никакво ограничење. Стога за исте губитке проводника одређени проводник може преносити више струје у оптерећењу када ради са високонапонском једносмерном струјом него са наизменичном.

Коначно, у зависности од услова околине и перформанси изолације надземног вода висконапонске једносмерне струје, могуће је да одређени далековод ради са константним једносмерним напоном који је приближно исти као и максимални наизменични напон за који је пројектован и изолован. Снага испоручена у наизменичном систему је дефинисана као средња вредност (RMS) напона наизменичне струје, али вредност је само око 71% напона. Према томе, ако високонапонска једносмерна струја може да ради непрекидно са високим једносмерним напоном који је исти као и максимални напон наизменичне струје, онда за дату струју (где је висконапонска једносмерна струја иста као средња вредност наизменичне струје), Могућност преноса електричне енергије при раду са високонапонском једносмерном струјом је приближно 40% већа од могућности при раду са наизменичном.

Асинхроно повезивање[уреди]

Пошто висконапонска једносмерна струја дозвољава пренос између несинхронизованих дистрибутивних система наизменичне струје, може помоћи повећању стабилности система, спречавањем нестанка струје да се шири од једног дела шире мреже за пренос до другог. Промене у оптерећењу које би проузроковале да се делови мреже поставе несинхронизовани и да се одвоје, не би на сличан начин утицали на једносмерну везу, а проток струје кроз једносмерну везу би имао тенденцију да стабилизује наизменичну мрежу. Магнитуда и смер тока снаге кроз једносмерну везу могу се директно контролисати и мењати по потреби како би се подржале наизменичне мреже на оба обе стране једносмерне везе. То је довело до тога да многи оператери електроенергетских система разматрају шире коришћење технологије висконапонске једносмерне струје због стабилности.

Недостаци[уреди]

Недостаци високонапонске једносмерне струје су у претварању, преносу, контроли, доступности и одржавању.

Високонапонска једносмерна струја је мање поуздана и има нижи фактор доступности него системи преноса наизменичном струјом, углавном због додатне опреме за претварање. Једнополни системи имају расположивост од око 98,5%, при чему око трећине застоја није заказано због кварова. Двополни системи отпорни на кварове обезбеђују високу доступност за 50% капацитета везе, али расположивост пуног капацитета је око 97% до 98%.[30]

Претварачке станице су скупе за изградњу и имају ограничен капацитет преоптерећења. На мањим удаљеностима преноса, губици у претварачким станицама могу бити већи него у далеководу наизменичне струје за исту удаљеност.[31] Трошкови претварача не могу се надокнадити смањењем трошкова изградње далековода.

Рад система високонапонске једносмерне струје захтева да се чувају многи резервни делови, често искључиво за један систем, пошто су системи високонапонске једносмерн струје мање стандардизовани од система наизменичне струје и технологије брже се мењају.

За разлику од система наизменичне струје, реализација више страних система је комплексна (посебно са линијским комутативним претварачима), као и проширење постојећих шема на више стране системе. Контрола протока снаге у више страном систему једносмерне струје захтева добру комуникацију између свих страна; Проток снаге мора бити активно регулисан контролним системом претварача, уместо да се ослања на својства импедансе и фазног угла далековода наизменичне струје.[32] Више страни системи су ретки. Од 2012. само два су активна: Квебек - Нова Енглеска између Радисона и Николета[33] и други између Сардиније и континенталне Италије, која је измењена 1989. године, да би се снабдевало и острво Корзика. [34]

Аутоматски прекидач високонапонске једносмерне струје[уреди]

Аутоматски прекидач високонапонске једносмерне струје је тежак за изградњу јер неки механизам мора бити укључен у прекидач како би се струја била једнака нули, иначе би електрични лук и трошење контакта би било превише велико да би се омогућило поуздано пребацивање. У новембру 2012, АББ компанија је најавила развој првог брзог аутоматски прекидач високонапонске једносмерне струје.[35][36] Механички аутоматски прекидачи су сувише спори за употребу у системи високонапонске једносмерне струје, иако су се годинама користили у другим системима.

АББ прекидач садржи четири уклопна елемента, два механичка (један брз и један мали) и два полуводичка (један високонапонски и један нисконапонски). Нормално, снага тече кроз механички прекидач мале брзине, механички прекидач велике брзине и нисконапонски полуводички прекидач. Задња два прекидача се покрећу паралелно са високонапонским полуводичким прекидачем.

У почетку су сви прекидачи затворени (укључени). Пошто високонапонски полуводички прекидач има много већи отпор него механички прекидач плус нисконапонски полуводички прекидач, струја кроз њу је ниска. За искључење, прво се отвара нисконапонски полуводички прекидач. Ово преусмерава струју кроз високонапонски полуводички прекидач. Због своје релативно високе отпорности почиње врло брзо загревање. Затим се отвара механички прекидач велике брзине. За разлику од нисконапонског полупроводничког прекидача, који је способан да стоји само пад напона затвореног високонапонског полупроводничког прекидача, овај је способан да стане са пуног напона. Пошто струја не пролази кроз овај прекидач док се отвара, не оштећује се искривљењем. Затим се отвара високонапонски полуводички прекидач. Ово заправо смањује снагу. Међутим, то није потпуно 100%. Завршни механички прекидач мале брзине прекида преосталу струју.[36]

Трошкови[уреди]

Генерално, креатори система висконапонске једносмерне струје, као што су Алстом, Сименс и АББ, не наводе детаље трошкова појединих пројеката. Може се сматрати комерцијалним питањем између снабдевача и клијента.

Трошкови варирају у великој мери у зависности од специфичности пројекта (као што су називна снага, дужина преноса, надземне и кабловске трасе, трошкови земљишта и побољшања мреже наизменичне струје која су потребна на обе стране). Детаљно поређење трошкова преноса једносмерне и једносмерне струје може бити потребно у ситуацијама када нема јасне техничке предности за једносмерну струју, а само економично закључивање покреће избор.

Међутим, неки практичари су пружили неке информације:

За повезивање снаге 40 GW која пролази испод Ламанша, следећи су приближни трошкови примарне опреме за 2000 MW 500 kV двополне конвенционалне везе високонапонске једносмерне струје (искључујући радове на одласку, армирање на копну, сагласност, инжењеринг, осигурање итд.)

  • Претварачка станица ~£110M (~€120M или $173.7M)
  • Подморски кабл + постављање ~£1M/km (~€1.2M или ~$1.6M/km)

Дакле, за повезивање између Велике Британије и Француске снаге 8 GW у четири везе, мало је остало од 750M£ за већ готове радове. Додајте још 200–300 милиона фунти за друге радове у зависности од потребних додатних радова на копну.[37]

У априлу 2010. године повезивање снаге 2.000 MW, дужине од 64 km између Шпаније и Француске процењује се на 700 милиона евра. Ово укључује трошкове тунела кроз Пиринеје.[38]

Процес претварања[уреди]

Претварач[уреди]

У срцу претварачке станице једносмерне струје високог напона, опрема која врши претварање из наизменичну и једносмерну струју назива се претварачка (исправљач). Скоро сви претварачи једносмерне струје високог напона су инхерентно способни за претварање из наизменичне у једносмерну, иако је у многим системима једносмерне струје високог напона систем у целини оптимизован за проток енергије само у једном смеру. Без обзира на то како је претварач пројектован, станица која ради (у одређено време) са протоком снаге од наизменичне до једносмерне се назива исправљач, а станица која ради са протоком снаге од једносмерне до наизменичне означава се као инвертор.

Рани системи једносмерне струје високог напона користили су електромеханичко претварање (Туријев систем), али су сви системи једносмерне струје високог напона изграђени од 1940. године користили електронске (статичке) претвараче. Електронски претварачи за једносмерну струју висиког напона су подељени у две главне категорије:

  • Линијски комутативни претварачо (LCC)
  • Претварачи извора напона и претварачи извора струје.

Линијски комутативни претварач[уреди]

Most of the HVDC systems in operation today are based on line-commutated converters.

The basic LCC configuration uses a three-phase bridge rectifier or six-pulse bridge, containing six electronic switches, each connecting one of the three phases to one of the two DC rails. A complete switching element is usually referred to as a valve, irrespective of its construction. However, with a phase change only every 60°, considerable harmonic distortion is produced at both the DC and AC terminals when this arrangement is used.

Дванаесто-пулсни исправљач

An enhancement of this arrangement uses 12 valves in a twelve-pulse bridge. The AC is split into two separate three phase supplies before transformation. One of the sets of supplies is then configured to have a star (wye) secondary, the other a delta secondary, establishing a 30° phase difference between the two sets of three phases. With twelve valves connecting each of the two sets of three phases to the two DC rails, there is a phase change every 30°, and harmonics are considerably reduced. For this reason the twelve-pulse system has become standard on most line-commutated converter HVDC systems built since the 1970s.

With line commutated converters, the converter has only one degree of freedom – the firing angle, which represents the time delay between the voltage across a valve becoming positive (at which point the valve would start to conduct if it were made from diodes) and the thyristors being turned on. The DC output voltage of the converter steadily becomes less positive as the firing angle is increased: firing angles of up to 90° correspond to rectification and result in positive DC voltages, while firing angles above 90° correspond to inversion and result in negative DC voltages. The practical upper limit for the firing angle is about 150–160° because above this, the valve would have insufficient turnoff time.

Early LCC systems used mercury-arc valves, which were rugged but required high maintenance. Because of this, many mercury-arc HVDC systems were built with bypass switchgear across each six-pulse bridge so that the HVDC scheme could be operated in six-pulse mode for short periods of maintenance. The last mercury arc system was shut down in 2012.

The thyristor valve was first used in HVDC systems in 1972. The thyristor is a solid-state semiconductor device similar to the diode, but with an extra control terminal that is used to switch the device on at a particular instant during the AC cycle. Because the voltages in HVDC systems, up to 800 kV in some cases, far exceed the breakdown voltages of the thyristors used, HVDC thyristor valves are built using large numbers of thyristors in series. Additional passive components such as grading capacitors and resistors need to be connected in parallel with each thyristor in order to ensure that the voltage across the valve is evenly shared between the thyristors. The thyristor plus its grading circuits and other auxiliary equipment is known as a thyristor level.

Thyristor valve stacks for Pole 2 of the HVDC Inter-Island between the North and South Islands of New Zealand. The man at the bottom gives scale to the size of the valves.

Each thyristor valve will typically contain tens or hundreds of thyristor levels, each operating at a different (high) potential with respect to earth. The command information to turn on the thyristors therefore cannot simply be sent using a wire connection – it needs to be isolated. The isolation method can be magnetic but is usually optical. Two optical methods are used: indirect and direct optical triggering. In the indirect optical triggering method, low-voltage control electronics send light pulses along optical fibres to the high-side control electronics, which derives its power from the voltage across each thyristor. The alternative direct optical triggering method dispenses with most of the high-side electronics, instead using light pulses from the control electronics to switch light-triggered thyristors (LTTs), although a small monitoring electronics unit may still be required for protection of the valve.

In a line-commutated converter, the DC current (usually) cannot change direction; it flows through a large inductance and can be considered almost constant. On the AC side, the converter behaves approximately as a current source, injecting both grid-frequency and harmonic currents into the AC network. For this reason, a line commutated converter for HVDC is also considered as a current-source inverter.

Претварачи напонских извора[уреди]

Because thyristors can only be turned on (not off) by control action, the control system has only one degree of freedom – when to turn on the thyristor. This is an important limitation in some circumstances.

With some other types of semiconductor device such as the insulated-gate bipolar transistor (IGBT), both turn-on and turn-off can be controlled, giving a second degree of freedom. As a result, they can be used to make self-commutated converters. In such converters, the polarity of DC voltage is usually fixed and the DC voltage, being smoothed by a large capacitance, can be considered constant. For this reason, an HVDC converter using IGBTs is usually referred to as a voltage sourced converter. The additional controllability gives many advantages, notably the ability to switch the IGBTs on and off many times per cycle in order to improve the harmonic performance. Being self-commutated, the converter no longer relies on synchronous machines in the AC system for its operation. A voltage sourced converter can therefore feed power to an AC network consisting only of passive loads, something which is impossible with 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. Pulse-width modulation (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.

Претварачки трансформатори[уреди]

Монофазни трансформатор са три намотаја. Дуги намотаји који се пробијају кроз зид исправљачке хале, приказани су на левој страни. Изолатори за навијање линија се вертикално спуштају према горе у десно

На наизменичној трани сваког претварача трансформатори су често три физички одвојена монофазна трансформатора која изолују станицу од напајања наизменичном струјом, обезбеђују повратак земље и једносмерни напон. Излаз ових трансформатора се затим прикључује на претварач.

Претварачки трансформатори линијских комутативних претрварача за једносмерну струју високог напона су веома специјализовани због високог нивоа хармоничких струја које пролазе кроз њих, и због тога што изолација секундарног намотаја ствара сталан једносмерни напон, што утиче на конструкцију изолационе структуре (страна претварача захтева солидну изолацију) унутар претварачких трансформатора. У системима линијских комутативних претварача, трансформатори такође морају да обезбеде 30° фазни помак потребан за уклањање хармонијски осцилација.

Претварачки трансформатори за претвараче извора напона једносмерне струје високог напона у обично једноставнији и конвенционалнији у дизајну од оних за линијске комутативне претвараче једносмерне струје високог напона.

Реактивна снага[уреди]

Главни недостатак система једносмерне струје високог напона који користе линијске комутативне претвараче је да претварачи инхерентно троше реактивну снагу. Наизменична струја која улази у претварач из система заостаје за наизменичним напоном тако да, без обзира на смер протока активне снаге, претварач увек апсорбује реактивну снагу, понаша се на исти начин као и шант индуктор. Реактивна снага апсорбована је најмање 0.5 MVAr/MW у идеалним условима и може бити виша од ове када претварач ради при већој или смањеном једносмерном напону.

Although at HVDC converter stations connected directly to power stations 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 capacitors 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 harmonic filters.

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).

Хармонијске осцилације и филтери[уреди]

Сви претварачи снаге енергетске електронике генеришу степен хармонијских осцилација на систеима наизменичне и једносмерне струје на које су повезани, а претварачи високонапонске једносмерне струје нису изузетак.

Са недавно развијеним модуларним вишеразинским претварачем (MMC), нивои хармонијских осцилација могу бити практично занемариви, али са линијским комутативним претварачима и једноставнијим типовима претварача напонског извора, може доћи до значајних хармонијских осцилација на наизменичним и једносмерним странама претварача. Као резултат, хармонички филтери су скоро увек потребни на наизменичним странама таквих претварача, а у преносном систему високонапонске једносмерне струје које користе надземне водове, такође може бити потребно на једносмерној страни.

Филтери за линијске комутативне претвараче[уреди]

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 telephone lines.[40] With the rise in digital mobile telecommunication systems, which are much less susceptible to interference, DC filters are becoming less important for HVDC systems.

Филтери за претвараче напонских извора[уреди]

Неки типови претварача напонског извора могу произвести тако ниске хармонијске осцилације да уопште нису потребни филтери. Међутим, типови претварача, као што је претварач са 2 степена, који се користи са пулсно-ширинском модулацијом PWM, још увек захтевају неке филтрирање, иако мање него на линијским комутативним претварачким системима.

Са таквим претварачима, хармонички спектар се генерално помера на више фреквенције него код линијских комутативних претварача. То обично омогућава мању опрему филтера. Доминантне хармонијске фреквенције су бочна PWM фреквенције. Код високонапонске једносмерне струје, PWM фреквенција је обично око 1 до 2 KHz.

Типови[уреди]

Један пол[уреди]

Блок шема једнополног система са повратком земље

У једнополном систему једна од страна исправљача је уземљена. Друга страна, при високом напону у односу на тло, повезана је на далековод. Уземљени прикључак може бити повезан са одговарајућим прикључком на претварачкој станици за инвертовање помоћу другог проводника.

Ако није уграђен метални повратни водич, струја тече у земљи (или води) између две електроде. Овај распоред је тип једножичног система са повратком земље.

Електроде се обично налазе неколико десетина километара од претварачких станица и повезане су са претварачким станицама путем средњенапонских електродних водова. Дизајн самих електрода зависи од тога да ли се налазе на копну, на обали или на мору. За једнополну са повратком земље, струја струје земље је једносмерна, што значи да дизајн једне од електрода (катода) може бити релативно једноставна, иако је дизајн аноде електроде сасвим комплексан.

За пренос на велике удаљености, повратак земље може бити знатно јефтинији од алтернатива користећи наменски неутрални водич, али то може довести до проблема као што су:

  • Електрохемијска корозија металних објеката као што су цевоводи
  • Подводне електроде за повратак земље у морску воду могу да произведу хлор или на неки други начин утичу на хемијски састав воде.
  • Неуравнотежен ток струје може резултовати мрежним магнетним пољем, које може да утиче на магнетне навигационе компасе за бродове који пролазе преко подводног кабла.

Ови ефекти се могу елиминисати уградњом металног повратног водича између два краја једнополног далековода. Пошто је једна страна претварача повезана са земљом, повратни водич не мора бити изолован за пуни преносни напон што га чини јефтинијим од проводника високог напона. Одлука о употреби металног повратног водича заснива се на економским, техничким и еколошким факторима.[41]

Модерни једнополни системи за чисте надземне водове типично носе 1.5 GW.[42] Ако се користе подземни или подводни каблови, типична снага је 600 MW.

Већина једнополних система је дизајнирана за будуће двополно проширење. Далековода могу бити дизајнирани да носе два проводника, чак и ако се само један користи почетно за једнополни преносни систем. Други проводник је или неискоришћен, користи се као електродни вод или повезан паралелно са другим (као у случају Балтичког кабла).

Симетрични монопол[уреди]

Алтернатива је да се користе два високонапонска проводника, који раде на пола једносмерног напона, са само једним конвертором на сваком крају. У овом распореду, познатом као симетрични монопол, претварачи су уземљени само преко високе импедансе и нема струје ка земљи. Симетрични склоп монопола је неуобичајен код линијских комутативних претварача, али је врло уобичајен код претварача напонских извора када се користе каблови.

Два пола[уреди]

Блок дијаграм двополног система који такође има повратак земље

Код двополног преноса користи се два проводника, сваки на високом потенцијалу у односу на земљу, у супротном поларитету. Пошто ови проводници морају бити изоловани за пуни напон, трошак далековода је виши од једнополног са повратним водичем. Међутим, постоје бројне предности за двополни пренос који могу да га учине атрактивном опцијом.

  • Под нормалним оптерећењем, занемариви струјни ток земље, као у случају монополарног преноса са металним повратом земље. Ово смањује губитак поврата земље и утицај на околину.
  • Када се квар развије у линији, са електродама за поврат Земље инсталираним на сваком крају линије, приближно половина називне снаге може наставити да тече користећи земљу као повратни пут, радећи у једнополном режиму.
  • Пошто за дату укупну снагу сваки проводник двополне линије носи само половину струје једнополних линија, трошак другог проводника се смањује у односу на једнополну линију истог реда.
  • У веома неповољном терену, други проводник се може носити на независном делу преносних далековода, тако да се нека снага може наставити преносити чак и ако је једна линија оштећена.

Двополни систем се такође може инсталирати са металним повратним проводником.

Двополни системи могу преносити чак 4 GW на напонима од ± 660 kV са једним претварачем по полу, између Нингдонга и Шандунга у Кини. Са снагом од 2.000 MW према дванаестопулсном исправљачу, претварачи за то повезивање су од 2010. највеће икада направљени.[43] Веће снаге се могу постићи редним повезивањем два или више дванаестопулсних сваком полу, као што се користи у повезивању 800 kV између Јунана и Шангаја у Кини, који користи два дванаестопулсна исправљачка моста на сваком полу, сваки од њих је по 400 kv једносмерне струје и 1.600 MW снаге.

Постављање подморских каблова првобитно пуштене у рад као једнопол, могу се надоградити додатним кабловима и радити као двопол.

Блок шема двополоног система преноса високонапонском једносмерном струјом, између два места означене као A и B. AC - представља мрежу наизменичне струје CON - представља претварачки систем, исправљач или инвертор, TR представља снага трансформатор, DCTL је проводник једносмерне струје, DCL је филтер за једносмерну струју индуктор, BP представља прекидач за премосницу, а PM представља фактор снаге и хармонијски филтер мреже потребне на оба места везе. Далеководни далековод може бити веома кратак у вези са леђима, или се може проширити стотинама километара (км) изнад, испод или испод воде. Један проводник једносмерне струје може бити замењен прикључцима за уземљење.

Двополна шема се може имплементирати тако да се поларитет једног или оба пола може променити. То омогућава операцију као два паралелна једнопола. Ако један проводник у прекиду, пренос се може наставити са смањеним капацитетом. Губици могу да се повећају ако електроде и преносни нису дизајнирани за додатну струју у овом режиму. Да би се у том случају смањили губици, могу се поставити средње преносне станице, на којима се сегменти преноса могу искључити или паралелно повезати. То је учињено на преносном систему између Киншасе и Катанге .

Повратак[уреди]

Повратна станица је постројење у којем су оба претварача у истом подручју, обично у истој згради. Дужина једносмерне струје је што је могуће краћа. За повратне станице високонапонске једносмерне струје се користе за

Једносмерни напон у средњем кругу може се слободно одабрати у повратним станицама високонапонске једносмерне струје због кратке дужине проводника. Једносмерни напон се обично бира да буде што је могуће нижи, како би се изградила мала исправљачка хала и како би се смањио број редно повезаних тиристора у свакој хали. Из тог разлога, на повратним станицама високонапонске једносмерне струје се користе исправљачи са највећом расположивом струјом (у неким случајевима и до 4.500 A).

Више страни системи[уреди]

Најчешћи пројекат преноса високонапонском једносмерном струјом се сатоји од две претварачке станице повезане преко далековода или подморског кабла.

Више страно повезивање високонапонском једносмерном које повезују више од два места је ретко. Више страни системи могу бити редни, паралелни или хибридни. Паралелни системи имају тенденцију да се користи за станице великог капацитета, и серије за станице мањег капацитета. Пример је повезивање 2000 MW снаге између Квебека и Нове Енглеске изграђено 1992. године, који је тренутно највећи више страни систем високонапонске једносмерне струје у свету.[44]

Више стране системе је тешко реализовати помоћу линијских комутативних претварача, јер се обртање енергије врши променом поларитета једносмерног напона, што утиче на све претвараче прикључене на систем. Код претварача с напонским извором, преокретање снаге се постиже променом смера струје, што олакшава управљање паралелно повезаних више страних система. Због тога се очекује да више страни системи постану много чешћи у блиској будућности.

Кина проширује своју мрежу како би одржала корак са повећаном потражњом за електричном енергијом, истовремено решавајући циљеве заштите животне средине. Компанија China Southern Power Grid је у 2011. години покренула изградњу три стране претварчког извора напона високонапонске једносмерне струје. Пројекат је пројектован од ± 160 kV / 200 MW 100 MW 50 MW електрична мрежа Гуангдонга дугачка преко 32 km комбинована подземним и подоморским кабловима и даководима. Овај систем је пуштен у рад 19. децембра 2013. године.[45]

У Индији, више страни системи су који су пројектом планирани пуштају се у рад 2015. и 2017. године. Више страни системи у Индији су снаге је 6.000 MW и преносе електричну енергију на двополном систему од ± 800 kV са две претварачке станице између Асама и Западног Бенгала на удаљености од 1,728 km. [46]

Три пола[уреди]

Шема патентована 2004. године[47] намењена је за претварање постојећих далековода наизменичне струје у далеководе високонапонске једносмерне. Два од три проводника струјног кола раде као двополни. Трећи проводник се користи као паралелни једнопол, опремљен реверзним исправљаечем или паралелним исправљачима спојеним обрнутим поларитетом. Паралелни једнопол периодично ослобађа струју од једног пола или другог, пребацујући поларитет у распону од неколико минута. Двополни проводници би били напуњени или на 1,37 или 0,37 њихове топлотне границе, при чему би паралелни једнопол увек носио ± 1 пута већу топлотну границу. Комбинована квадратна средина је загревајући ефекат као да сваки од проводника увек носи 1.0 своје номиналне струје. То омогућава већу струју која се преноси двополним проводницима и потпуно коришћење додатног трећег проводника за пренос електричне енергије. Високе струје се могу циркулисати кроз водове, чак и када је потражња за ниским оптерећењем, за уклањање леда.

Остали типови[уреди]

Повезивање високонапонском једносмерном струјом између Виборга у Данској и Кристијансанда у Норвешкој је пројектовано са 3 пола 1993. године, од којих су 2 паралелно повезана, а трећи са супротним поларитетом са вишим преносним напоном. Ово пројектовање је окончано 2014. године када су полови 1 и 2 поново изграђени да би радили као двополни, а пол 3 линијски комутативни претварач ради као двополни са новим четврополним претварачем извора напона. Ово је први пренос високонапонском једносмерном струјом у којем су полови линијском комутативног претварача и претварача извора напона радили као двополни.

Сличан пројекат био је на Новом Зеланду између Северног и Јужног острва након надоградње капацитета 1992. године, у којем су два оригинална претварача (користећи живине исправљаче) паралелно укључена и напајале исти пол и нови трећи тиристорски претварач са супротним поларитетом и већим радним напоном. Ова пројекат је завршен 2012. године када су два стара претварача замењена једним новим тиристорским претварачем.

Пражење короне[уреди]

Пражење короне ствара јоне у флуиду (као што је ваздух) присуством јаког електричног поља. Елецтрон с су извађени из неутралног ваздуха, и или су позитивни јони или електрони привучени диригентом, док су набијене честице дрифт. Овај ефекат може проузроковати значајан губитак снаге, створити звучне и радио-фреквенцијске сметње, генерисати отровна једињења као што су оксиди азота и озона и произвести искрење.

На далеководима наизменичне и једносмерне струје може доћи до појаве короне, у првом случају у облику осцилујућих честица, а у другом константан ветар. Због просторног набоја формираног око проводника, систем високонапонске једносмерне струје може имати око пола губитка по јединици дужине високонапонског система наизменичном струјом који носи исту количину енергије. Код једнополног преноса избор поларитета проводника под напоном доводи до степена контроле над пражњењем короне. Конкретно, поларитет емитованих јона може се контролисати, што може имати утицај на животну средину на стварање озона. Негативне короне стварају знатно више озона од позитивних корона и генеришу га даље низ ветар струјне линије, стварајући потенцијал за здравствене ефекте. Употреба напона позитиван ће смањити утицаје озона једнополних далековода високонапонске једносмерне струје.

Захтеви[уреди]

Перспектива[уреди]

Управљивост струјног протока високонапонске једносмерне струје кроз исправљаче и инверторе, њихова примена у повезивању несинхронизованих мрежа и њихове примене у ефикасним подморским кабловима значе да се високонапонска једносмерна струја интерконекције често користе на националним или регионалним границама за размену електричне енергије (у Северној Америци, Високонапонска једносмерна струја повезује Канаду и Сједињене Америчке Државе а дели се на неколико електричних регија које прелазе државне границе, и ако је сврха ових веза још увек повезивање несинхронизованих преноса наизменичном струјом). Ветроелектране на мору такође захтевају подморске каблове, а њихове турбине су несинхронизоване. У веома дугачким везама између две локације, као што је пренос снаге из велике хидроелектрана на удаљеном месту до урбаног подручја, преносни системи високонапонске једносмерне струје се могу на одговарајући начин користити. Изграђено је неколико оваквих система.

Пренос наизменичном струјом[уреди]

Dалеководи наизменичне струје могу да повежу само синхронизоване системе преноса са истом фреквенцијом са ограничењима на дозвољену фазну разлику између два краја проводника. Многа подручја која желе поделити снагу имају несинхронизована систем преноса електричне енергије. Електроенергетски системи Велике Британије, северне Европе и континенталне Европе нису уједињени у једну синхронизовану мрежу. Јапан има електричне мреже 50 Hz и 60 Hz . Континентална Северна Америка користи електричну мрежу фреквенције 60 Hz, подељена је на регије које су несинхонизоване: Исток, Запад, Квебек, и Аљаска. Бразил и Парагвај, које деле хидроелектрану Итаипу, користе 2 различита система на 60 Hz (Бразил) и 50 Hz (Парагвај). Међутим, системи високонапонске једносмерне омогућавају међусобно повезивање несинхронизованих наизмечних система преноса, као и могућност контроле напона наизменичног напона и протока реактивне снаге.

Генератор повезан на дугачак пренос наизменичном струјом може постати нестабилан и испасти из синхронизације са удаљеним наизменичним системом напајања. Пренос високонапонском једносмерном струјом може учинити економски изводљивим коришћење удаљених локација за производњу. Ветропаркови који се налазе изван обале, могу користити високонапонску једносмерну струју за прикупљање енергије из више несинхронизованих генератора за пренос до обале подводним каблом.[48]

Уопштено далеководи високонапонске једносмерне струје ће повезати две регионе мреже наизменичне струје за дистрибуцију електричне енергије. Уређаји за претварање између наизменичне и једносмерне снаге додају знатне трошкове приеносу снаге. Претварање наизменичне струје у једносмерну се назива исправљање, а претварање једнмосмерне струје у наизменичну инвертовање. Изнад одређеног растојања (око 50 km за подморске каблове, и можда 600–800 km за надземне водове), нижа цена изградње електричне мреже високонапонске једносмерне струје што надмашује цену електронике.

Електроника за претварање такође представља могућност за ефикасно управљање електричном мрежом путем контроле величине и правца тока снаге. Додатна предност постојања преноса високонапонском једносмерном струјом је потенцијална повећана стабилност у преносној мрежи.

Обновљиви извори енергије[уреди]

2 далековода високонапонске једносмерне струје у Вингу, Северна Дакота.

Бројне студије указале су на потенцијалне користи од веома широког подручја, супер мреже које се заснивају на високонапонској једносмерној струји које могу ублажити ефекте интермитенције усредњавањем и изглађивањем резултата великог броја географски распрострањених ветроелектрана или соларних фарми.[49] Чихова студија закључује да би мрежа која покрива рубове Европе могла донети 100% обновљиву енергију (70% јетра, 30% биомасе) близу данашњих цена. Дошло је до расправе о техничкој изводљивости овог предлога[50] и политичких ризика укључених у пренос енергије преко великог броја међународних граница.[51]

Изградња таквих супер-магистралних путева зелене енергије заговара се у белој књизи коју је Америчка асоцијација за енергију ветра и Удружење индустрије соларне енергије објавила 2009. године.[52] Америчка компанија Clean Line Energy Partners развија четири мреже висконапонске једносмерне струје у Сједињеним Америчким Државама за пренос електричне енергије на велике удаљености. [53]

У јануару 2009. године, Европска комисија је предложила 300 милиона евра за субвенционисање развоја електричних мрежа високонапонске једносмерне струје између Ирске, Велике Британије, Холандије, Немачке, Данске и Шведске, као део ширег пакета од 1,2 милијарде евра који подржава везе са вјетроелектраном фарме и прекограничне интерконекторе широм Европе. У међувремену Унија за Медитеран је прихватила Медитерански соларни план за увоз великих количина концентрисане соларне енергије у Европу из Северне Африке и Блиског истока.[54]

Предности веома високонапонске једносмерне струје[уреди]

Веома високонапонска једносмерна струја обликује се као најновији технолошки фронт у високонапонској технологији. Веома високонапонска једносмерна струја је дефинисана као пренос једносмерног напона од најмање 800 kV (Високонапонска једносмерна струје је обично од 100 до 600 kV).

Један од проблема са тренутним системима веома високонапонске једносмерне струје је да и даље има губитке снаге како се дужина преноса продужава. Типичан губитак за преносне системе 800 kv је 2,6% преко 800 km[55]. Повећање преносног напона на таквим системима преноса смањује губитак снаге, али све до недавно, преносни капацитети за премошћивање сегмената су били изузетно скупи. Међутим, са напретком у производњи, постаје све изводљивије за изградњу система веома високонапонске једносмерне струје.

Године 2010, АББ компанија је прва у свету изградила преносни систем високонапонске једносмерне струје од 800 kV у Кини између Јунана и Шангаја дужине 1907 km. Најмање дванаест других преносних система од тада су завршени укупне дужине до 5000 km. Кинески преносни систем од 1100 kV, 3400 km дужине и 12 GW снаге се очекује да буде завршен 2018. године, од када су завршени и планирани системи до 5000 km.

Док је већина недавних примена технологије веома високонапонске једносмерне струје у Кини, она је такође примењена у Европи, Северној Америци и другде. У 2017. очекује се да ће пренос електричне енергије високонапонском једносмерном од 600 kV у дужини од 1100 km преносити енергију добијену од ветра од Оклахоме до западног дела Тенесија.[56]

Види још[уреди]

Референце[уреди]

  1. ^ „ABB opens era of power superhighways”. 
  2. ^ „Wind Power 'Superhighway' Could Help Transform Panhandle Into U.S. Energy Hub”. 
  3. ^ Sovacool, Benjamin K.; Cooper, C. J. (1. 7. 2013). 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. ^ Narain G. Hingorani in IEEE Spectrum magazine, 1996. [мртва веза]
  6. ^ ABB HVDC website.
  7. ^ „ABB wins orders of over $300 million for world's first 1,100 kV UHVDC power link in China”. abb.com. 19. 7. 2016. Приступљено 13. 3. 2017. 
  8. ^ Edison Tech Center - Lauffen to Frankfurt 1891 The beginning of modern electric power in the world
  9. ^ Maury Klein, The Power Makers: Steam, Electricity, and the Men Who Invented Modern America, Bloomsbury Publishing - 2010, page 259
  10. 10,0 10,1 Arrillaga, Jos; Yonghe H. Liu; Neville R. Watson; Nicholas J. Murray (2009). Self-Commutating Converters for High Power Applications. John Wiley and Sons. ISBN 978-0-470-74682-0. Приступљено 9. 4. 2011. 
  11. 11,0 11,1 11,2 Guarnieri, M. (2013). „The Alternating Evolution of DC Power Transmission”. IEEE Industrial Electronics Magazine. 7 (3): 60—63. doi:10.1109/MIE.2013.2272238. 
  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 978-0-86341-001-7. pages 94–96
  15. ^ Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 page 145, available from the Internet Archive
  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 Archived 2006-03-06 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 session, Paris, 2010, paper reference B1-106.
  25. ^ References | ABB
  26. ^ Basslink website
  27. ^ ABB HVDC website
  28. ^ [1] website
  29. ^ Donald G. Fink, H. Wayne Beatty, Standard Handbook for Electrical Engineers 11th Edition, McGraw Hill. 1978. ISBN 978-0-07-020974-9., pages 15-57 and 15-58
  30. ^ „HVDC Classic reliability and availability”. ABB. Архивирано из оригинала на датум 8. 2. 2014. Приступљено 11. 9. 2009. 
  31. ^ „Design, Modeling and Control of Modular Multilevel Converter based HVDC Systems. - NCSU Digital Repository”. www.lib.ncsu.edu. Приступљено 17. 4. 2016. 
  32. ^ Donald G. Fink and H. Wayne Beaty (25. 8. 2006). Standard Handbook for Electrical Engineers. 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. Архивирано из оригинала на датум 5. 3. 2011. Приступљено 12. 12. 2008. 
  34. ^ 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
  35. ^ „ABB solves 100-year-old electrical puzzle – new technology to enable future DC grid”. ABB. 7. 11. 2012. Приступљено 11. 11. 2012. 
  36. 36,0 36,1 Callavik, Magnus; Blomberg, Anders; Häfner, Jürgen; Jacobson, Björn (новембар 2012), The Hybrid HVDC Breaker: An innovation breakthrough for reliable HVDC grids (PDF), ABB Grid Systems, Приступљено 18. 11. 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 Archived 2011-10-05 at the Wayback Machine. Social.csptoday.com (2010-04-01). Приступљено 2011-04-09.
  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 project Archived 2003-09-13 at the Wayback Machine
  42. ^ Siemens AG – HVDC website [мртва веза]
  43. ^ Davidson, C.C.; Preedy, R.M.; Cao, J.; Zhou, C.; Fu, J. (октобар 2010). Ultra-High-Power Thyristor Valves for HVDC in Developing Countries. 9th International Conference on AC/DC Power Transmission. London: IET. doi:10.1049/cp.2010.0974. 
  44. ^ ABB HVDC Transmission Québec – New England website [мртва веза]
  45. ^ Three terminal VSC HVDC in China Archived 2014-02-08 at the 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. 3. 2004. Приступљено 19. 7. 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 (24. 10. 2008). „Low Cost but Totally Renewable Electricity Supply for a Huge Supply Area – a European/Trans-European Example –” (PDF). 2008 Claverton Energy Conference. University of Kassel. Архивирано из оригинала (PDF) на датум 4. 3. 2009. Приступљено 16. 7. 2008.  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. Приступљено 2011-04-09.
  51. ^ European Super Grid and renewable energy power imports – "ludicrous to suggest this would make Europe more vulnerable" – ? | Claverton Group. Claverton-energy.com. Приступљено 2011-04-09.
  52. ^ Green Power Superhighways: Building a Path to America's Clean Energy Future Archived 2017-04-20 at the 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. ^ „Electricity now flows across continents, courtesy of direct current”. The Economist. Приступљено 27. 1. 2017. 

Литература[уреди]

Спољашње везе[уреди]