Система передачи электроэнергии постоянного тока высокого напряжения ( HVDC ) (также называемая энергетической супермагистралью или электрической супермагистралью ) [1] [2] [3] использует постоянный ток (DC) для передачи электроэнергии, в отличие от более распространенной системы передачи электроэнергии постоянного тока (HVDC). системы передачи переменного тока (AC). [4]
В большинстве линий HVDC используется напряжение от 100 до 800 кВ. Однако в 2019 году в Китае была завершена линия 1100 кВ на расстояние 3300 км (2100 миль) с электрической мощностью 12 ГВт. [5] [6] Благодаря этому измерению становятся возможными межконтинентальные связи, которые могут помочь справиться с колебаниями энергии ветра и фотоэлектричества . [7]
Линии HVDC обычно используются для передачи электроэнергии на большие расстояния, поскольку они требуют меньше проводников и вызывают меньшие потери мощности, чем эквивалентные линии переменного тока. HVDC также позволяет передавать энергию между системами передачи переменного тока, которые не синхронизированы . Поскольку поток мощности через линию HVDC можно контролировать независимо от угла фазы между источником и нагрузкой, это может стабилизировать сеть от помех, вызванных быстрыми изменениями мощности. HVDC также позволяет передавать электроэнергию между энергосистемами, работающими на разных частотах, например 50 и 60 Гц. Это повышает стабильность и экономичность каждой сети, позволяя обмениваться электроэнергией между ранее несовместимыми сетями.
В современной форме передачи постоянного тока HVDC используются технологии, широко разработанные в 1930-х годах в Швеции ( ASEA ) и Германии . Ранние коммерческие установки включали одну в Советском Союзе в 1951 году между Москвой и Каширой и систему 100 кВ и мощностью 20 МВт между Готландом и материковой Швецией в 1954 году. [8] До китайского проекта 2019 года самая длинная линия высокого напряжения постоянного тока в мире была линия Рио-Мадейра в Бразилии , состоящая из двух биполей напряжением ±600 кВ, мощностью 3150 МВт каждый, соединяющая Порту-Велью в штате Рондония с районом Сан-Паулу длиной более 2500 км (1600 миль). [9]
Высокое напряжение используется для передачи электроэнергии , чтобы уменьшить потери энергии на сопротивление проводов. Для заданного количества передаваемой мощности удвоение напряжения обеспечит ту же мощность только при половине тока:
Поскольку мощность, теряемая в виде тепла в проводах, прямо пропорциональна квадрату тока, использование половины тока при удвоенном напряжении снижает потери в линии в 4 раза. Хотя мощность, потерянную при передаче, также можно уменьшить, уменьшив сопротивление на При увеличении размера проводника проводники большего размера становятся тяжелее и дороже.
Высокое напряжение невозможно использовать для освещения или двигателей, поэтому для конечного оборудования необходимо снизить напряжение на уровне передачи. Трансформаторы используются для изменения уровней напряжения в цепях передачи переменного тока (AC), но не могут пропускать постоянный ток. Трансформаторы сделали изменение напряжения переменного тока 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. [10]
Практическое преобразование мощности между переменным и постоянным током стало возможным благодаря разработке устройств силовой электроники, таких как ртутно-дуговые лампы , а начиная с 1970-х годов - силовых полупроводниковых приборов, включая тиристоры , тиристоры со встроенным затвором (IGCT), МОП-управляемые тиристоры ( MCT) и биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT). [11]
Первая передача электроэнергии на большие расстояния была продемонстрирована с использованием постоянного тока в 1882 году на станции электропередачи Мисбах-Мюнхен , но было передано только 1,5 кВт. [12] Ранний метод передачи постоянного тока высокого напряжения был разработан швейцарским инженером Рене Тюри [13], а его метод, система Тьюри, был реализован на практике в 1889 году в Италии компанией Acquedotto De Ferrari-Galliera. В этой системе для повышения напряжения использовались последовательно соединенные мотор-генераторные установки. Каждый комплект был изолирован от электрического заземления и приводился в движение изолированными валами от первичного двигателя . Линия электропередачи работала в режиме постоянного тока с напряжением до 5000 вольт на каждой машине, причем некоторые машины имели двойные коммутаторы для снижения напряжения на каждом коммутаторе. Эта система передавала мощность 630 кВт при напряжении 14 кВ постоянного тока на расстояние 120 километров (75 миль). [14] [15] Система Мутье -Лион передала 8600 кВт гидроэлектроэнергии на расстояние 200 километров (120 миль), включая 10 километров (6,2 мили) подземного кабеля. В этой системе использовались восемь последовательно соединенных генераторов с двойными коммутаторами на общее напряжение 150 кВ между положительным и отрицательным полюсами и работала от сети c. С 1906 по 1936 год. К 1913 году в эксплуатации находились пятнадцать систем Thury. [16] Другие системы Thury, работавшие при напряжении до 100 кВ постоянного тока, работали до 1930-х годов, но вращающиеся машины требовали серьезного обслуживания и имели большие потери энергии.
В первой половине 20-го века были испытаны различные другие электромеханические устройства, но без особого коммерческого успеха. [17] Один из методов преобразования постоянного тока из высокого напряжения передачи в более низкое напряжение использования заключался в зарядке последовательно соединенных батарей , а затем повторном подключении батарей параллельно для обслуживания распределительных нагрузок. [18] 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 с переключением между последовательной и параллельной конфигурациями, а также присущей батареям энергетической неэффективности. цикл зарядки/разрядки. [а]
Впервые предложенный в 1914 году [19] ртутно-дуговой клапан с сеточным управлением стал доступен в период с 1920 по 1940 год для функций выпрямителя и инвертора , связанных с передачей постоянного тока. Начиная с 1932 года, General Electric испытывала ртутные клапаны и линию передачи постоянного тока напряжением 12 кВ, которая также служила для преобразования генерации с частотой 40 Гц для обслуживания нагрузок с частотой 60 Гц, в Механиквилле, штат Нью-Йорк . В 1941 году для города Берлина была спроектирована подземная кабельная линия мощностью 60 МВт, ±200 кВ и длиной 115 км (71 миль), известная как «Проект Эльба», с использованием ртутных дуговых клапанов, но из-за краха немецкого правительства в 1945 г. , проект так и не был реализован. [20] Номинальным обоснованием проекта было то, что во время войны закопанный кабель будет менее заметен в качестве цели бомбардировки. Оборудование было перевезено в Советский Союз и введено там в эксплуатацию как система высокого напряжения постоянного тока Москва – Кашира. [21] Система Москва-Кашира и соединение в 1954 году группы Уно Ламма в ASEA между материковой частью Швеции и островом Готланд ознаменовали начало современной эры передачи постоянного тока высокого напряжения. [12]
Ртутные дуговые клапаны были обычным явлением в системах, разработанных до 1972 года, последняя система HVDC с ртутной дугой ( система Nelson River Bipole 1 в Манитобе , Канада) вводилась в эксплуатацию поэтапно в период с 1972 по 1977 год . дуговые системы были либо отключены, либо переведены на использование полупроводниковых устройств. Последней системой HVDC, в которой использовались ртутные дуговые клапаны, была межостровная линия HVDC между Северным и Южным островами Новой Зеландии, в которой они использовались на одном из двух полюсов. Ртутные дуговые вентили были выведены из эксплуатации 1 августа 2012 года, перед вводом в эксплуатацию сменных тиристорных преобразователей.
Разработка тиристорных клапанов для HVDC началась в конце 1960-х годов. Первой полной схемой HVDC на основе тиристора была схема Eel River в Канаде, которая была построена General Electric и введена в эксплуатацию в 1972 году. [23]
С 1977 года в новых системах HVDC используются полупроводниковые устройства , в большинстве случаев тиристоры . Как и ртутные дуговые клапаны, тиристоры требуют подключения к внешней цепи переменного тока в приложениях HVDC для их включения и выключения. HVDC с использованием тиристоров также известен как преобразователь с линейной коммутацией (LCC) HVDC.
15 марта 1979 года было включено соединение постоянного тока на основе тиристора мощностью 1920 МВт между Кабора-Басса и Йоханнесбургом (1410 км; 880 миль). Конверсионное оборудование было построено в 1974 году компанией Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) , а партнерами в проекте выступили компании Brown, Boveri & Cie (BBC) и Siemens . Перебои в обслуживании на несколько лет были результатом гражданской войны в Мозамбике . [24] Напряжение передачи ±533 кВ было самым высоким в мире в то время. [12]
Преобразователи с линейной коммутацией имеют некоторые ограничения при использовании в системах HVDC. Это происходит из-за того, что для воздействия на выключение требуется период обратного напряжения. Попыткой устранить эти ограничения является преобразователь с конденсаторной коммутацией (CCC). CCC имеет последовательные конденсаторы , вставленные в соединения линии переменного тока. CCC остался лишь нишевым применением из-за появления преобразователей источника напряжения (VSC), которые более непосредственно решают проблемы отключения.
Преобразователи источника напряжения (VSC) , широко используемые в приводах двигателей с 1980-х годов, начали появляться в системах высокого напряжения постоянного тока в 1997 году в рамках экспериментального проекта Хеллсйон-Грэнгесберг в Швеции. К концу 2011 года эта технология захватила значительную долю рынка HVDC.
Разработка более высоких номинальных биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT), тиристоров с затвором-затвором (GTO) и интегрированных тиристоров с коммутацией затвора (IGCT) сделала системы HVDC более экономичными и надежными. Это связано с тем, что современные IGBT имеют режим отказа при коротком замыкании, при котором в случае выхода из строя IGBT происходит механическое замыкание. Поэтому современные преобразовательные подстанции VSC HVDC проектируются с достаточным резервированием, чтобы гарантировать работу в течение всего срока службы. Производитель ABB Group называет эту концепцию HVDC Light , Siemens называет аналогичную концепцию HVDC PLUS ( Power Link Universal System ), а Alstom называет свой продукт, основанный на этой технологии, HVDC MaxSine . Они расширили использование HVDC до блоков мощностью в несколько десятков мегаватт и воздушных линий длиной до нескольких десятков километров. Существует несколько различных вариантов технологии VSC: в большинстве установок, построенных до 2012 года, используется широтно-импульсная модуляция в схеме, которая по сути представляет собой электропривод сверхвысокого напряжения. Более поздние установки, в том числе HVDC PLUS и HVDC MaxSine, основаны на вариантах преобразователя, называемого модульным многоуровневым преобразователем (MMC).
Преимущество многоуровневых преобразователей заключается в том, что они позволяют уменьшить или вообще исключить оборудование для фильтрации гармоник . Для сравнения: фильтры гармоник переменного тока типичных преобразовательных подстанций с линейной коммутацией покрывают почти половину площади преобразовательной подстанции.
Со временем системы преобразователей напряжения, вероятно, заменят все установленные простые тиристорные системы, включая приложения для передачи мощности постоянного тока. [11] [ нужна страница ]
Схема передачи HVDC «точка-точка» на большие расстояния обычно имеет меньшие общие инвестиционные затраты и меньшие потери, чем эквивалентная схема передачи переменного тока. Хотя оборудование для преобразования HVDC на оконечных станциях является дорогостоящим, общие затраты на линию передачи постоянного тока на большие расстояния ниже, чем на линию переменного тока на том же расстоянии. Для HVDC требуется меньше проводников на единицу расстояния, чем для линии переменного тока, поскольку нет необходимости поддерживать три фазы и отсутствует скин-эффект . В системах переменного тока используется более высокое пиковое напряжение при той же мощности, что увеличивает затраты на изоляцию.
В зависимости от уровня напряжения и деталей конструкции потери при передаче постоянного тока оцениваются в 3,5% на 1000 км (620 миль), что примерно на 50% меньше, чем в линиях переменного тока (6,7%) при том же напряжении. [25] Это связано с тем, что постоянный ток передает только активную мощность и, следовательно, вызывает меньшие потери, чем переменный ток, который передает как активную, так и реактивную мощность .
Передача HVDC также может быть выбрана из-за других технических преимуществ. HVDC может передавать мощность между отдельными сетями переменного тока. Поток мощности HVDC между отдельными системами переменного тока можно автоматически контролировать для поддержки любой сети в переходных условиях, но без риска того, что крупный сбой энергосистемы в одной сети приведет к сбою во второй. Функция управляемости также полезна, когда необходим контроль над торговлей энергией.
Конкретные области применения, в которых технология передачи постоянного тока HVDC дает преимущества, включают:
Длинные подводные или подземные высоковольтные кабели имеют высокую электрическую емкость по сравнению с воздушными линиями электропередачи, поскольку токоведущие проводники внутри кабеля окружены относительно тонким слоем изоляции (диэлектриком ) и металлической оболочкой. Геометрия аналогична длинному коаксиальному конденсатору . Общая емкость увеличивается с увеличением длины кабеля. Эта емкость находится в параллельной цепи с нагрузкой. Если для передачи по кабелю используется переменный ток, в кабеле должен протекать дополнительный ток для зарядки емкости кабеля. Этот дополнительный ток вызывает дополнительные потери энергии за счет рассеивания тепла в жилах кабеля, повышая его температуру. Дополнительные потери энергии возникают также в результате диэлектрических потерь 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 потребуется вся токопроводящая способность проводника только для подачи зарядного тока. Эта проблема с емкостью кабеля ограничивает длину и пропускную способность силовых кабелей переменного тока. [30] Кабели с питанием от постоянного тока ограничены только повышением температуры и законом Ома . Хотя некоторый ток утечки протекает через диэлектрический изолятор , он мал по сравнению с номинальным током кабеля.
Емкостный эффект длинных подземных или подводных кабелей в системах передачи переменного тока также применим 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 токопроводящую способность линий переменного тока, является скин-эффект , вызывающий неравномерное распределение тока по площади поперечного сечения проводника. Проводники линий электропередачи, работающие на постоянном токе, не страдают ни от одного из ограничений. Следовательно, при тех же потерях в проводнике (или эффекте нагрева) данный проводник может передавать на нагрузку большую мощность при работе с постоянным током высокого напряжения, чем с переменным током.
Наконец, в зависимости от условий окружающей среды и характеристик изоляции воздушной линии, работающей с напряжением постоянного тока, данная линия передачи может работать с постоянным напряжением постоянного тока, которое примерно соответствует пиковому напряжению переменного тока, на которое она рассчитана, и изолированный. Мощность, подаваемая в систему переменного тока, определяется среднеквадратическим значением ( RMS) напряжения переменного тока, но среднеквадратичное значение составляет лишь около 71% от пикового напряжения. Следовательно, если линия HVDC может работать непрерывно с напряжением HVDC, которое совпадает с пиковым напряжением эквивалентной линии переменного тока, то для данного тока (где ток HVDC такой же, как среднеквадратичный ток в линии переменного тока), способность передачи мощности при работе с HVDC примерно на 40% выше, чем способность при работе с переменным током.
Поскольку HVDC позволяет передавать электроэнергию между несинхронизированными системами распределения переменного тока, это может помочь повысить стабильность системы, предотвращая распространение каскадных сбоев из одной части более широкой сети передачи электроэнергии в другую. Изменения нагрузки, которые могут привести к рассинхронизации и разделению частей сети переменного тока, не окажут аналогичного влияния на звено постоянного тока, а поток мощности через звено постоянного тока будет иметь тенденцию стабилизировать сеть 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 обоих концах звена постоянного тока. Это заставило многих операторов энергосистем задуматься о более широком использовании технологии HVDC только ради ее стабильности.
Недостатки HVDC заключаются в преобразовании, переключении, управлении, доступности и обслуживании.
HVDC менее надежен и имеет меньшую доступность , чем системы переменного тока (AC), в основном из-за дополнительного преобразовательного оборудования. Однополюсные системы имеют готовность около 98,5%, при этом около трети простоев являются незапланированными из-за неисправностей. Отказоустойчивые биполярные системы обеспечивают высокую доступность 50 % пропускной способности канала, но готовность полной мощности составляет примерно 97–98 %. [31]
Требуемые преобразовательные станции дороги и имеют ограниченную перегрузочную способность. При меньших расстояниях передачи потери в преобразовательных станциях могут быть больше, чем в линии электропередачи переменного тока на то же расстояние. [32] Стоимость преобразователей не может быть компенсирована снижением стоимости строительства линии и потерь в линии электропередачи.
Для работы схемы HVDC необходимо хранить множество запасных частей, часто исключительно для одной системы, поскольку системы HVDC менее стандартизированы, чем системы переменного тока, и технологии меняются быстрее.
В отличие от систем переменного тока, реализация многополюсных систем сложна (особенно с преобразователями с линейной коммутацией), равно как и расширение существующих схем до многополюсных систем. Управление потоком мощности в системе постоянного тока с несколькими терминалами требует хорошей связи между всеми терминалами; Поток мощности должен активно регулироваться системой управления преобразователем, а не полагаться на собственные свойства импеданса и фазового угла линии передачи переменного тока. [33] Многотерминальные системы встречаются редко. По состоянию на 2012 год в эксплуатации находятся только две линии: линия Hydro Québec – New England между Radisson, Sandy Pond и Nicolet [34] и линия Сардиния – материковая Италия , которая была модифицирована в 1989 году для обеспечения электроэнергией острова Корсика . [35]
Выключатели HVDC сложно изготовить из-за образования дуги : при переменном токе напряжение инвертируется и при этом пересекает ноль вольт десятки раз в секунду. Дуга переменного тока «самогасится» в одной из этих точек перехода через нуль, поскольку не может быть дуги, в которой нет разности потенциалов. Постоянный ток никогда не пересекает нулевое напряжение и никогда не самозатухает, поэтому расстояние и продолжительность дуги при постоянном токе намного больше, чем при том же напряжении переменного тока. Это означает, что в автоматический выключатель должен быть включен какой-то механизм, который обнуляет ток и гасит дугу, в противном случае искрение и износ контактов будут слишком велики, чтобы обеспечить надежное переключение.
В ноябре 2012 года компания АББ объявила о разработке первого в мире сверхбыстрого выключателя постоянного тока высокого напряжения. [36] [37] Механические выключатели слишком медленны для использования в сетях постоянного тока высокого напряжения, хотя они уже много лет используются в других приложениях. И наоборот, полупроводниковые прерыватели работают достаточно быстро, но имеют высокое сопротивление при проведении, тратя энергию и выделяя тепло при нормальной работе. Выключатель АББ сочетает в себе полупроводниковые и механические выключатели, образуя «гибридный выключатель» с быстрым временем срабатывания и низким сопротивлением при нормальной работе.
Как правило, поставщики систем HVDC, такие как GE Vernova , Siemens и ABB , не указывают детали стоимости конкретных проектов. Такие затраты рассматриваются как конфиденциальные деловые вопросы между поставщиком и клиентом.
Затраты широко варьируются в зависимости от специфики проекта (например, номинальной мощности, длины цепи, воздушной и кабельной трассы, затрат на землю, сейсмологии объекта и необходимых улучшений сети переменного тока на любом терминале). Детальное сравнение затрат на передачу постоянного и переменного тока может потребоваться в ситуациях, когда нет явного технического преимущества у постоянного тока, и выбор зависит только от экономических соображений.
Однако некоторые практики предоставили некоторую информацию:
Для линии мощностью 8 ГВт длиной 40 км (25 миль), проложенной под Ла-Маншем , ниже приведены приблизительные затраты на основное оборудование для биполярной традиционной линии высокого напряжения постоянного тока мощностью 2000 МВт 500 кВ (исключая прокладочные работы, работы по укреплению на берегу, согласование, проектирование, страховка и др.)
- Преобразовательные станции ~ 110 миллионов фунтов стерлингов (~ 120 миллионов евро или 173,7 миллиона долларов США)
- Подводный кабель + установка ~ 1 млн фунтов стерлингов/км (1,6 млн фунтов стерлингов/миля) (~ 1,2 млн евро или ~ 1,6 млн долларов США/км; 2 млн евро или 2,5 млн долларов США/миля)
Таким образом, для мощности в 8 ГВт между Великобританией и Францией в четырех линиях мало что останется от 750 миллионов фунтов стерлингов на установленные работы. Добавьте еще 200–300 миллионов фунтов стерлингов на другие работы в зависимости от требуемых дополнительных работ на берегу. [38]
Объявление в апреле 2010 года о строительстве линии мощностью 2000 МВт и протяженностью 64 км (40 миль) между Испанией и Францией оценивается в 700 миллионов евро. Сюда входит стоимость туннеля через Пиренеи. [39]
В основе преобразовательной станции HVDC находится оборудование, выполняющее преобразование переменного тока в постоянный ток, называемое преобразователем . Почти все преобразователи HVDC по своей сути способны преобразовывать переменный ток в постоянный ( выпрямление ) и из постоянного в переменный ( инверсия ), хотя во многих системах HVDC система в целом оптимизирована для потока мощности только в одном направлении. Независимо от конструкции самого преобразователя, станция, которая работает (в данный момент) с потоком мощности от переменного тока к постоянному, называется выпрямителем, а станция, которая работает с потоком мощности от постоянного тока к переменному, называется выпрямителем. инвертор . _
Ранние системы HVDC использовали электромеханическое преобразование (система Тури), но все системы HVDC, построенные с 1940-х годов, использовали электронные (статические) преобразователи. Электронные преобразователи для HVDC делятся на две основные категории:
Большинство эксплуатируемых сегодня систем высокого напряжения постоянного тока основаны на преобразователях с линейной коммутацией.
В базовой конфигурации LCC используется трехфазный мостовой выпрямитель или шестипульсный мост , содержащий шесть электронных переключателей, каждый из которых подключает одну из трех фаз к одной из двух шин постоянного тока. Полный переключающий элемент обычно называют клапаном , независимо от его конструкции. Однако при изменении фазы только каждые 60° при использовании такой схемы на клеммах постоянного и переменного тока возникают значительные гармонические искажения .
В усовершенствованной версии этой схемы используются 12 ламп в двенадцатипульсном мосту . Перед преобразованием переменный ток разделяется на два отдельных трехфазных источника. Затем один из комплектов источников питания конфигурируется так, чтобы иметь вторичную обмотку звездой (звезда), а другой — вторичную обмотку треугольника, обеспечивая разность фаз 30° между двумя наборами из трех фаз. Благодаря двенадцати клапанам, соединяющим каждую из двух групп по три фазы с двумя шинами постоянного тока, происходит изменение фазы каждые 30°, и гармоники значительно уменьшаются. По этой причине двенадцатипульсная система стала стандартной для большинства систем HVDC с преобразователями с линейной коммутацией, построенных с 1970-х годов.
В преобразователях с линейной коммутацией преобразователь имеет только одну степень свободы — угол зажигания , который представляет собой временную задержку между напряжением на клапане, который становится положительным (в этот момент клапан начал бы проводить ток, если бы он был сделан из диодов) и тиристоры включаются. 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 выше 90 ° соответствуют инверсии и приводят к отрицательным напряжениям постоянного тока. . Практический верхний предел угла открытия составляет около 150–160 °, поскольку при превышении этого значения у клапана будет недостаточно времени закрытия .
В ранних системах LCC использовались ртутно-дуговые клапаны , которые были прочными, но требовали серьезного обслуживания. По этой причине многие системы HVDC с ртутной дугой были построены с байпасным распределительным устройством на каждом шестипульсном мосту, чтобы схема HVDC могла работать в шестиимпульсном режиме в течение коротких периодов технического обслуживания. Последняя ртутно-дуговая система была остановлена в 2012 году.
Тиристорный клапан был впервые использован в системах высокого напряжения постоянного тока в 1972 году. Тиристор представляет собой твердотельное полупроводниковое устройство, подобное диоду , но с дополнительным терминалом управления, который используется для включения устройства в определенный момент цикла переменного тока. Поскольку напряжения в системах HVDC, в некоторых случаях до 800 кВ, намного превышают напряжения пробоя используемых тиристоров, тиристорные клапаны HVDC строятся с использованием большого количества последовательно соединенных тиристоров. Дополнительные пассивные компоненты, такие как выравнивающие конденсаторы и резисторы, необходимо подключать параллельно каждому тиристору, чтобы обеспечить равномерное распределение напряжения на вентиле между тиристорами. Тиристор вместе с его регулировочными схемами и другим вспомогательным оборудованием известен как тиристорный уровень .
Каждый тиристорный клапан обычно содержит десятки или сотни тиристорных уровней, каждый из которых работает с разным (высоким) потенциалом относительно земли. Поэтому команду на включение тиристоров нельзя просто передать по проводному соединению – ее необходимо изолировать. Метод изоляции может быть магнитным, но обычно является оптическим. Используются два оптических метода: непрямой и прямой оптический запуск. При методе непрямого оптического запуска низковольтная управляющая электроника посылает световые импульсы по оптическим волокнам к управляющей электронике верхнего плеча , которая получает энергию от напряжения на каждом тиристоре. Альтернативный метод прямого оптического запуска обходится без большей части электроники верхнего плеча, вместо этого используются световые импульсы от управляющей электроники для переключения светоуправляемых тиристоров (LTT), хотя для защиты клапана все же может потребоваться небольшой блок контролирующей электроники.
В преобразователе с линейной коммутацией постоянный ток (обычно) не может менять направление; он протекает через большую индуктивность и его можно считать почти постоянным. Со стороны переменного тока преобразователь ведет себя примерно как источник тока, подавая в сеть переменного тока как частоту сети, так и гармонические токи. По этой причине преобразователь с линейной коммутацией для HVDC также считается инвертором источника тока .
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.
В некоторых других типах полупроводниковых устройств, таких как биполярный транзистор с изолированным затвором (IGBT), можно управлять как включением, так и выключением, что дает вторую степень свободы. В результате их можно использовать для создания самокоммутируемых преобразователей . В таких преобразователях электрическая полярность постоянного напряжения обычно фиксирована и постоянное напряжение, сглаженное большой емкостью , можно считать постоянным. По этой причине преобразователь HVDC, использующий IGBT, обычно называют преобразователем с источником напряжения . Дополнительная управляемость дает множество преимуществ, в частности, возможность включать и выключать IGBT много раз за цикл для улучшения гармонических характеристик. Будучи самокоммутируемым, преобразователь больше не полагается на синхронные машины в системе переменного тока для своей работы. Таким образом, преобразователь напряжения может подавать электроэнергию в сеть переменного тока, состоящую только из пассивных нагрузок, что невозможно для LCC HVDC.
В системах HVDC, основанных на преобразователях напряжения, обычно используется шестиимпульсное соединение, поскольку преобразователь производит гораздо меньше гармонических искажений, чем сопоставимый LCC, и в двенадцатипульсном соединении нет необходимости.
Большинство систем VSC HVDC, построенных до 2012 года, были основаны на двухуровневом преобразователе , который можно рассматривать как шестиимпульсный мост, в котором тиристоры заменены на IGBT с обратно-параллельными диодами, а также заменены сглаживающие реакторы постоянного тока. сглаживающими конденсаторами постоянного тока. Такие преобразователи получили свое название от дискретных двух уровней напряжения на выходе переменного тока каждой фазы, которые соответствуют электрическим потенциалам положительных и отрицательных клемм постоянного тока. Широтно-импульсная модуляция (ШИМ) обычно используется для улучшения гармонических искажений преобразователя.
Некоторые системы HVDC были построены с тремя преобразователями уровня , но сегодня большинство новых систем VSC HVDC строятся с использованием той или иной формы многоуровневого преобразователя , чаще всего модульного многоуровневого преобразователя (MMC), в котором каждый клапан состоит из ряда независимых субмодулей преобразователя. , каждый из которых содержит свой накопительный конденсатор. IGBT в каждом субмодуле либо обходят конденсатор, либо подключают его к цепи, позволяя лампе синтезировать ступенчатое напряжение с очень низким уровнем гармонических искажений.
На стороне переменного тока каждого преобразователя группа трансформаторов, часто три физически разделенных однофазных трансформатора, изолируют станцию от источника переменного тока, чтобы обеспечить локальное заземление и обеспечить правильное возможное напряжение постоянного тока. Выход этих трансформаторов затем подключается к преобразователю.
Преобразовательные трансформаторы для схем LCC HVDC весьма специализированы из-за высоких уровней гармонических токов, протекающих через них, а также из-за того, что изоляция вторичной обмотки испытывает постоянное напряжение постоянного тока, что влияет на конструкцию изолирующей конструкции (сторона клапана требует более прочной изоляции). внутри танка. В системах LCC трансформаторы также должны обеспечивать фазовый сдвиг на 30°, необходимый для подавления гармоник.
Преобразовательные трансформаторы для систем VSC HVDC обычно имеют более простую и традиционную конструкцию, чем трансформаторы для систем LCC HVDC.
Основным недостатком систем HVDC, в которых используются преобразователи с линейной коммутацией, является то, что преобразователи по своей сути потребляют реактивную мощность . Переменный ток, поступающий в преобразователь из сети переменного тока, отстает от переменного напряжения, так что независимо от направления потока активной мощности преобразователь всегда поглощает реактивную мощность, ведя себя так же, как шунтирующий реактор . Поглощаемая реактивная мощность составляет не менее 0,5 Мвар/МВт в идеальных условиях и может быть выше этого значения, когда преобразователь работает при более высоких, чем обычно, углах зажигания или затухания, или при пониженном напряжении постоянного тока.
Хотя на преобразовательных станциях HVDC , подключенных непосредственно к электростанциям, часть реактивной мощности может обеспечиваться самими генераторами, в большинстве случаев реактивная мощность, потребляемая преобразователем, должна обеспечиваться батареями шунтирующих конденсаторов , подключенных к клеммам переменного тока преобразователя. Шунтирующие конденсаторы обычно подключаются непосредственно к напряжению сети, но в некоторых случаях могут быть подключены к более низкому напряжению через третичную обмотку преобразовательного трансформатора.
Поскольку потребляемая реактивная мощность зависит от передаваемой активной мощности, шунтирующие конденсаторы обычно необходимо разделить на несколько переключаемых банков (обычно четыре на преобразователь), чтобы предотвратить генерацию избытка реактивной мощности при низкой передаваемой мощности.
Шунтирующие конденсаторы почти всегда снабжены подстроечными реакторами и, при необходимости, демпфирующими резисторами, чтобы они могли выполнять двойную роль фильтров гармоник .
С другой стороны, VSC могут либо производить, либо потреблять реактивную мощность по требованию, в результате чего обычно не требуются отдельные шунтирующие конденсаторы (кроме тех, которые необходимы исключительно для фильтрации).
Все силовые электронные преобразователи генерируют некоторую степень гармонических искажений в системах переменного и постоянного тока, к которым они подключены, и преобразователи HVDC не являются исключением.
При использовании недавно разработанного модульного многоуровневого преобразователя (MMC) уровни гармонических искажений могут быть практически незначительными, но при использовании преобразователей с линейной коммутацией и более простых типов VSC значительные гармонические искажения могут создаваться как на стороне переменного, так и на постоянном токе преобразователя. В результате почти всегда на клеммах переменного тока таких преобразователей требуются фильтры гармоник, а в схемах передачи постоянного тока высокого напряжения с использованием воздушных линий также могут потребоваться и на стороне постоянного тока.
Основным строительным блоком преобразователя HVDC с линейной коммутацией является шестипульсный мост . Такое устройство создает очень высокие уровни гармонических искажений, действуя как источник тока, вводя гармонические токи порядка 6n±1 в систему переменного тока и генерируя гармонические напряжения порядка 6n, наложенные на напряжение постоянного тока.
Создание фильтров гармоник, способных подавлять такие гармоники, обходится очень дорого, поэтому почти всегда используется вариант, известный как двенадцатипульсный мост (состоящий из двух последовательно соединенных шестипульсных мостов с фазовым сдвигом 30° между ними). При двенадцатиимпульсной схеме гармоники по-прежнему возникают, но только порядка 12n±1 на стороне переменного тока и 12n на стороне постоянного тока. Задача подавления таких гармоник по-прежнему сложна, но решаема.
Преобразователи с линейной коммутацией для HVDC обычно снабжены комбинацией фильтров гармоник, предназначенных для обработки 11-й и 13-й гармоник на стороне переменного тока и 12-й гармоники на стороне постоянного тока. Иногда могут быть предусмотрены фильтры верхних частот для работы с 23-м, 25-м, 35-м, 37-м... на стороне переменного тока и 24-м, 36-м... на стороне постоянного тока. Иногда фильтрам переменного тока может также потребоваться обеспечить демпфирование нехарактерных гармоник низшего порядка, таких как 3-я или 5-я гармоники.
Задача проектирования фильтров гармоник переменного тока для преобразовательных подстанций HVDC сложна и требует больших вычислительных затрат, поскольку помимо обеспечения того, чтобы преобразователь не создавал неприемлемого уровня искажений напряжения в системе переменного тока, необходимо обеспечить, чтобы фильтры гармоник не резонировали. с каким-то компонентом в другом месте системы переменного тока. Для проектирования фильтров переменного тока необходимо детальное знание гармонического импеданса системы переменного тока в широком диапазоне частот. [40]
Фильтры постоянного тока необходимы только для систем передачи постоянного тока высокого напряжения, включающих воздушные линии. Искажение напряжения само по себе не является проблемой, поскольку потребители не подключаются напрямую к клеммам постоянного тока системы, поэтому основным критерием проектирования фильтров постоянного тока является обеспечение того, чтобы гармонические токи, протекающие в линиях постоянного тока, не вызывали помех. на близлежащих открытых телефонных линиях . [41] С развитием цифровых систем мобильной связи , которые гораздо менее восприимчивы к помехам, фильтры постоянного тока становятся менее важными для систем HVDC.
Некоторые типы преобразователей напряжения могут производить настолько низкие уровни гармонических искажений, что фильтры вообще не требуются. Однако такие типы преобразователей, как двухуровневый преобразователь, используемый с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ), по-прежнему требуют некоторой фильтрации, хотя и меньшей, чем в системах преобразователей с линейной коммутацией.
У таких преобразователей спектр гармоник обычно смещается в сторону более высоких частот, чем у преобразователей с линейной коммутацией. Обычно это позволяет уменьшить размер фильтрующего оборудования. Частоты доминирующих гармоник представляют собой боковые полосы частоты ШИМ и кратны ей. В приложениях HVDC частота ШИМ обычно составляет от 1 до 2 кГц.
В монопольной конфигурации один из выводов выпрямителя соединен с землей. Другая клемма, находящаяся под высоким напряжением относительно земли, подключена к линии передачи. Заземленную клемму можно соединить с соответствующим соединением на инвертирующей станции посредством второго проводника.
Если металлический обратный проводник не установлен, ток течет в земле (или воде) между двумя электродами. Такое устройство представляет собой разновидность однопроводной системы возврата на землю.
Электроды обычно располагаются за несколько десятков километров от станций и подключаются к станциям электродной линией среднего напряжения . Конструкция самих электродов зависит от того, расположены они на суше, на берегу или в море. Для монополярной конфигурации с заземлением ток заземления однонаправлен, а это означает, что конструкция одного из электродов (катода ) может быть относительно простой, хотя конструкция анодного электрода довольно сложна.
При передаче на большие расстояния возврат на землю может быть значительно дешевле, чем альтернативы с использованием выделенного нейтрального проводника, но это может привести к таким проблемам, как:
Эти эффекты можно устранить установкой металлического обратного проводника между двумя концами монополярной линии передачи. Поскольку одна клемма преобразователей подключена к земле, обратный провод не нужно изолировать для полного напряжения передачи, что делает его менее дорогостоящим, чем высоковольтный провод. Решение о том, использовать или нет металлический обратный проводник, основывается на экономических, технических факторах и факторах окружающей среды. [42]
Современные монополярные системы для чистых воздушных линий передачи обычно несут 1,5 ГВт. [43] Если используются подземные или подводные кабели, типичное значение составляет 600 МВт.
Большинство монополярных систем рассчитаны на будущее биполярное расширение. Опоры линий электропередачи могут быть спроектированы так, чтобы нести два проводника, даже если первоначально для монопольной системы передачи используется только один. Второй проводник либо не используется, либо используется в качестве электродной линии , либо подключается параллельно другому (как в случае с Baltic Cable ).
Альтернативой является использование двух высоковольтных проводников, работающих примерно при половине напряжения постоянного тока, с одним преобразователем на каждом конце. В этой схеме, известной как симметричный несимметричный полюс , преобразователи заземляются только через высокое сопротивление и ток заземления отсутствует. Симметричное расположение монополя редко встречается в преобразователях с линейной коммутацией ( редким примером является межблочный соединитель NorNed ), но очень часто встречается в преобразователях с питанием от источника напряжения, когда используются кабели.
При биполярной передаче используется пара проводников, каждый из которых имеет высокий потенциал относительно земли и противоположную полярность. Поскольку эти проводники должны быть изолированы на полное напряжение, стоимость линии передачи выше, чем у монополя с обратным проводником. Однако у биполярной передачи есть ряд преимуществ, которые могут сделать ее привлекательным вариантом.
Биполярную систему также можно установить с металлическим обратным проводом заземления.
Биполярные системы могут нести до 4 ГВт при напряжении ±660 кВ с одним преобразователем на полюс, как в проекте Ниндун-Шаньдун в Китае. Преобразователи для этого проекта с номинальной мощностью 2000 МВт на двенадцатипульсный преобразователь были (по состоянию на 2010 год) самыми мощными преобразователями HVDC, когда-либо созданными. [44] Еще более высокая мощность может быть достигнута путем последовательного подключения двух или более двенадцатипульсных преобразователей на каждом полюсе, как это используется в проекте ±800 кВ Сянцзяба-Шанхай в Китае, в котором используются два двенадцатипульсных преобразовательных моста на каждом полюсе. , каждый рассчитан на 400 кВ постоянного тока и 1600 МВт.
Подводные кабельные установки, первоначально введенные в эксплуатацию как монопольные, могут быть модернизированы дополнительными кабелями и работать как биполярные.
Биполярная схема может быть реализована так, что полярность одного или обоих полюсов можно менять. Это позволяет работать как два параллельных монополя. Если один проводник выйдет из строя, передача все равно может продолжаться с пониженной пропускной способностью. Потери могут увеличиться, если заземлители и линии не рассчитаны на повышенный ток в этом режиме. Для уменьшения потерь в этом случае могут быть установлены промежуточные коммутационные станции, на которых можно отключать или запараллеливать сегменты линии. Это было сделано на ВПЦ «Инга-Шаба» .
Комбинированная станция (или сокращенно B2B) — это завод, на котором оба преобразователя находятся в одном помещении, обычно в одном здании. Длина линии постоянного тока должна быть как можно короче. Станции постоянного тока HVDC используются для
Напряжение постоянного тока в промежуточной цепи можно свободно выбирать на станциях HVDC, соединенных спин-к-спине, из-за короткой длины проводника. Напряжение постоянного тока обычно выбирается как можно более низким, чтобы построить небольшой ламповый зал и уменьшить количество последовательно соединенных тиристоров в каждом вентиле. По этой причине на станциях HVDC, работающих по схеме «спина к спине», используются вентили с максимально допустимым номинальным током (в некоторых случаях до 4500 А).
Наиболее распространенная конфигурация линии HVDC состоит из двух преобразовательных станций, соединенных воздушной линией электропередачи или подводным кабелем.
Многотерминальные линии HVDC, соединяющие более двух точек, встречаются редко. Конфигурация нескольких терминалов может быть последовательной, параллельной или гибридной (смесь последовательного и параллельного). Параллельная конфигурация обычно используется для станций большой мощности, а последовательная – для станций меньшей мощности. Примером может служить система электропередачи Квебек – Новая Англия мощностью 2000 МВт , открытая в 1992 году, которая в настоящее время является крупнейшей многотерминальной системой высокого напряжения постоянного тока в мире. [45]
Системы с несколькими терминалами трудно реализовать с использованием преобразователей с линейной коммутацией, поскольку изменение мощности происходит за счет изменения полярности напряжения постоянного тока, что влияет на все преобразователи, подключенные к системе. При использовании преобразователей напряжения реверс мощности достигается за счет изменения направления тока, что значительно упрощает управление системами с несколькими клеммами, соединенными параллельно. По этой причине ожидается, что в ближайшем будущем многотерминальные системы станут гораздо более распространенными.
Китай расширяет свою энергосистему, чтобы удовлетворить растущий спрос на электроэнергию, одновременно решая экологические задачи. В 2011 году компания China Southern Power Grid начала пилотный проект VSC HVDC с тремя терминалами. Проект рассчитан на номинальную мощность ±160 кВ/200 МВт-100 МВт-50 МВт и будет использоваться для передачи энергии ветра, вырабатываемой на острове Нанао, в электроэнергию материковой провинции Гуандун. сеть длиной 32 км (20 миль), состоящая из сухопутных, морских кабелей и воздушных линий постоянного тока высокого напряжения. Этот проект был введен в эксплуатацию 19 декабря 2013 года. [46]
В Индии проект мультитерминала «Северо-Восточная Агра» планируется ввести в эксплуатацию в 2015–2017 годах. Его номинальная мощность составляет 6000 МВт, и он передает мощность по биполярной линии ± 800 кВ от двух преобразовательных станций, в Бисванатхе Чариали и Алипурдуаре , на востоке к преобразователю в Агре , на расстояние 1728 км (1074 миль). [47]
Кросс-Скагеррак состоял с 1993 года из 3 полюсов, из которых 2 были включены параллельно, а третий использовал противоположную полярность с более высоким напряжением передачи. Эта конфигурация закончилась в 2014 году, когда полюса 1 и 2 снова были переоборудованы для работы в биполярном режиме, а полюс 3 (LCC) работает в биполярном режиме с новым полюсом 4 (VSC). Это первая передача HVDC, в которой полюса LCC и VSC взаимодействуют в биполе.
Аналогичная схема использовалась в HVDC Inter-Island в Новой Зеландии после модернизации мощности в 1992 году, в которой два первоначальных преобразователя (с использованием ртутно-дуговых клапанов) были подключены параллельно и питали один и тот же полюс, а новый третий (тиристорный) преобразователь был установлен с противоположная полярность и более высокое рабочее напряжение. Эта конфигурация закончилась в 2012 году, когда два старых преобразователя были заменены одним новым тиристорным преобразователем.
Схема, запатентованная в 2004 г. [48] , предназначена для перевода существующих линий электропередач переменного тока в сети постоянного тока высокого напряжения. Два из трех проводников цепи работают как биполя. Третий проводник используется в качестве параллельного монополя, снабженного реверсивными вентилями (или параллельными вентилями, подключенными в обратной полярности). Это позволяет проводить более сильные токи по биполюсным проводникам и полностью использовать установленный третий проводник для передачи энергии. Сильные токи могут циркулировать по линейным проводникам даже при низкой нагрузке для удаления льда. По состоянию на 2012 год [обновлять]трипольные преобразования не используются, хотя линия электропередачи в Индии была преобразована в биполюсную HVDC ( HVDC Силеру-Барсур ).
Коронный разряд — это создание ионов в жидкости (например, в воздухе ) под действием сильного электрического поля . Электроны вырываются из нейтрального воздуха, и либо положительные ионы, либо электроны притягиваются к проводнику, а заряженные частицы дрейфуют. Этот эффект может привести к значительной потере мощности, созданию звуковых и радиочастотных помех, образованию токсичных соединений, таких как оксиды азота и озона, и возникновению дуги.
Линии передачи переменного и постоянного тока могут генерировать короны, в первом случае в виде колеблющихся частиц, во втором - постоянный ветер. Из-за пространственного заряда , образующегося вокруг проводников, система HVDC может иметь примерно половину потерь на единицу длины, чем система переменного тока высокого напряжения, несущая такое же количество мощности. При монополярной передаче выбор полярности проводника под напряжением приводит к определенной степени контроля над коронным разрядом. В частности, можно контролировать полярность испускаемых ионов, что может оказать воздействие на окружающую среду на образование озона. Отрицательные короны генерируют значительно больше озона, чем положительные , и генерируют его дальше с подветренной стороны от линии электропередачи, создавая потенциальные последствия для здоровья. Использование положительного напряжения уменьшит воздействие озона на монопольные линии электропередачи постоянного тока высокого напряжения.
Управляемость тока через выпрямители и инверторы HVDC, их применение для соединения несинхронизированных сетей и их применение в эффективных подводных кабелях означают, что межсоединения HVDC часто используются на национальных или региональных границах для обмена энергией (в Северной Америке HVDC соединения делят большую часть Канады и Соединенных Штатов на несколько электрических регионов, которые пересекают национальные границы, хотя целью этих соединений по-прежнему является соединение несинхронизированных сетей переменного тока друг с другом). Морским ветряным электростанциям также требуются подводные кабели, а их турбины несинхронизированы. В соединениях на очень большие расстояния между двумя местами, например, при передаче электроэнергии от крупной гидроэлектростанции, расположенной на удаленном объекте, в городскую зону, могут быть уместно использоваться системы передачи постоянного тока высокого напряжения; построено несколько схем такого рода. Для межсетевых соединений с Сибирью , Канадой , Индией и Севером Скандинавии снижение стоимости линии HVDC также делает его применимым, см. Список проектов HVDC . Другие приложения отмечены в этой статье.
Линии передачи переменного тока могут соединять между собой только синхронизированные сети переменного тока с одинаковой частотой с ограничениями на допустимую разность фаз между двумя концами линии. Многие регионы, желающие разделить власть, имеют несинхронизированные сети. Электросети Великобритании , Северной Европы и континентальной Европы не объединены в единую синхронизированную сеть. В Японии есть сети 50 Гц и 60 Гц. Континентальная часть Северной Америки, хотя и работает на частоте 60 Гц, разделена на несинхронизированные регионы: Восток , Запад , Техас , Квебек и Аляска . Бразилия и Парагвай , которые совместно используют огромную гидроэлектростанцию Итайпу , работают на частоте 60 Гц и 50 Гц соответственно. Однако системы HVDC позволяют соединять несинхронизированные сети переменного тока, а также добавляют возможность управления напряжением переменного тока и потоком реактивной мощности.
Генератор , подключенный к длинной линии электропередачи переменного тока , может стать нестабильным и потерять синхронизацию с удаленной системой электропитания переменного тока. Линия передачи HVDC может сделать экономически целесообразным использование удаленных генерирующих станций. Ветряные электростанции , расположенные на море, могут использовать системы высокого напряжения постоянного тока для сбора энергии от нескольких несинхронизированных генераторов для передачи на берег по подводному кабелю. [49]
Однако в целом линия электропередачи высокого напряжения постоянного тока соединяет два региона переменного тока распределительной сети. Оборудование для преобразования энергии переменного и постоянного тока увеличивает значительные затраты на передачу энергии. Преобразование переменного тока в постоянный называется выпрямлением , а преобразование постоянного тока в переменный — инверсией . На определенном расстоянии безубыточности (около 50 км; 31 миля для подводных кабелей и, возможно, 600–800 км; 370–500 миль для воздушных кабелей) более низкая стоимость электрических проводников HVDC перевешивает стоимость электроники.
Преобразовательная электроника также предоставляет возможность эффективно управлять электросетью посредством контроля величины и направления потока мощности. Таким образом, дополнительным преимуществом существования линий HVDC является потенциальное повышение стабильности сети электропередачи.
Ряд исследований выявил потенциальные преимущества суперсетей очень большой площади на основе HVDC, поскольку они могут смягчить последствия прерывистости за счет усреднения и сглаживания выходной мощности большого количества географически разбросанных ветряных или солнечных электростанций. [50] Исследование Чиша приходит к выводу, что сеть, охватывающая окраины Европы, может обеспечить 100% возобновляемой энергии (70% ветра, 30% биомассы) по ценам, близким к сегодняшним. Были дебаты по поводу технической осуществимости этого предложения [51] и политических рисков, связанных с передачей энергии через большое количество международных границ. [52]
Строительство таких супермагистралей экологически чистой энергии поддерживается в официальном документе , опубликованном Американской ассоциацией ветроэнергетики и Ассоциацией производителей солнечной энергии в 2009 году. [53] Компания Clean Line Energy Partners разрабатывает в США четыре линии HVDC для междугородной связи. передача электроэнергии. [54]
В январе 2009 года Европейская комиссия предложила 300 миллионов евро на субсидирование развития линий высокого напряжения постоянного тока между Ирландией, Великобританией, Нидерландами, Германией, Данией и Швецией в рамках более широкого пакета стоимостью 1,2 миллиарда евро, поддерживающего линии связи с морскими ветряными электростанциями и перекрестными -пограничные интерконнекторы по всей Европе. Между тем, недавно основанный Союз Средиземноморья принял Средиземноморский солнечный план по импорту больших объемов концентрированной солнечной энергии в Европу из Северной Африки и Ближнего Востока. [55] Интерконнектор HVDC Япония-Тайвань-Филиппины был предложен в 2020 году. Целью этого интерконнектора является содействие трансграничной торговле возобновляемой энергией с Индонезией и Австралией в рамках подготовки к будущей Азиатско-Тихоокеанской суперсети. [56]
UHVDC (постоянный ток сверхвысокого напряжения) становится новейшим технологическим фронтом в технологии передачи постоянного тока высокого напряжения. UHVDC определяется как передача постоянного напряжения выше 800 кВ (HVDC обычно составляет от 100 до 800 кВ).
Одна из проблем нынешних суперсетей сверхвысокого напряжения постоянного тока заключается в том, что – хотя они и меньше, чем передача переменного или постоянного тока при более низких напряжениях – они все же страдают от потерь мощности по мере увеличения длины. Типичные потери для линий 800 кВ составляют 2,6% на расстоянии 800 км (500 миль). [57] Увеличение напряжения передачи на таких линиях снижает потери мощности, но до недавнего времени межблочные соединители , необходимые для соединения сегментов, были непомерно дорогими. Однако с развитием производства становится все более возможным строительство линий сверхвысокого напряжения постоянного тока.
В 2010 году группа ABB построила первую в мире установку сверхвысокого напряжения постоянного тока 800 кВ в Китае. Линия сверхвысокого напряжения постоянного тока Чжундун – Ваньнань напряжением 1100 кВ, длиной 3400 км (2100 миль) и мощностью 12 ГВт была завершена в 2018 году. По состоянию на 2020 год в Китае было построено как минимум тринадцать линий электропередачи сверхвысокого напряжения постоянного тока .
Хотя большая часть недавних развертываний технологий сверхвысокого напряжения постоянного тока приходится на Китай, они также были развернуты в Южной Америке, а также в других частях Азии. В Индии ожидается завершение строительства линии длиной 1830 км (1140 миль), 800 кВ и мощностью 6 ГВт между Райгархом и Пугалуром в 2019 году . [58] В Бразилии линия Шингу-Эстрейто длиной более 2076 км (1290 миль) с напряжением 800 кВ и 4 ГВт были завершены в 2017 году, а линия Шингу-Рио протяженностью более 2543 км (1580 миль) с напряжением 800 кВ и 4 ГВт была завершена в 2019 году, обе для передачи энергии от плотины Белу-Монте . По состоянию на 2020 год в Европе и Северной Америке не существует линий сверхвысокого напряжения постоянного тока (≥ 800 кВ).
