Система передачи электроэнергии постоянного тока высокого напряжения ( HVDC ) использует постоянный ток (DC) для передачи электроэнергии, в отличие от более распространенных систем передачи переменного тока (AC). [1] Большинство линий HVDC используют напряжение от 100 кВ до 800 кВ.
Линии HVDC обычно используются для передачи электроэнергии на большие расстояния, поскольку они требуют меньше проводников и несут меньшие потери мощности, чем эквивалентные линии переменного тока. HVDC также позволяет передавать электроэнергию между системами передачи переменного тока, которые не синхронизированы . Поскольку поток мощности через линию HVDC можно контролировать независимо от фазового угла между источником и нагрузкой, он может стабилизировать сеть от помех, вызванных быстрыми изменениями мощности. HVDC также позволяет передавать электроэнергию между сетевыми системами, работающими на разных частотах, например, 50 и 60 Гц. Это повышает стабильность и экономичность каждой сети, позволяя обмениваться электроэнергией между ранее несовместимыми сетями.
Современная форма передачи HVDC использует технологию, широко разработанную в 1930-х годах в Швеции ( ASEA ) и в Германии . Ранние коммерческие установки включали одну в Советском Союзе в 1951 году между Москвой и Каширой , и систему 100 кВ, 20 МВт между Готландом и материковой частью Швеции в 1954 году. [2] До китайского проекта 2019 года самой длинной линией HVDC в мире была линия Рио-Мадейра в Бразилии , которая состоит из двух биполюсов ±600 кВ, 3150 МВт каждый, соединяющих Порту-Велью в штате Рондония с районом Сан-Паулу длиной более 2500 км (1600 миль). [3]
Высокое напряжение используется для передачи электроэнергии , чтобы уменьшить потери энергии в сопротивлении проводов. Для заданного количества передаваемой мощности удвоение напряжения даст ту же мощность при вдвое меньшем токе:
Поскольку мощность, теряемая в виде тепла в проводах, прямо пропорциональна квадрату тока , использование половинного тока при удвоенном напряжении снижает потери в линии в 4 раза. Хотя мощность, теряемую при передаче, можно также уменьшить, уменьшив сопротивление за счет увеличения размера проводника, более крупные проводники тяжелее и дороже.
Высокое напряжение не может быть легко использовано для освещения или двигателей, поэтому напряжение уровня передачи должно быть снижено для конечного оборудования. Трансформаторы используются для изменения уровней напряжения в цепях передачи переменного тока (AC), но не могут передавать постоянный ток. Трансформаторы сделали изменения напряжения переменного тока практичными, и генераторы переменного тока были более эффективными, чем те, которые использовали постоянный ток. Эти преимущества привели к тому, что ранние системы передачи постоянного тока низкого напряжения были вытеснены системами переменного тока на рубеже 20-го века. [4]
Практическое преобразование мощности между переменным и постоянным током стало возможным с развитием устройств силовой электроники , таких как ртутные дуговые вентили , а с 1970-х годов — силовых полупроводниковых приборов , включая тиристоры , тиристоры с интегрированным затвором (IGCT), тиристоры с МОП-управлением (MCT) и биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT). [5]
Первая передача электроэнергии на большие расстояния была продемонстрирована с использованием постоянного тока в 1882 году на станции Miesbach-Munich Power Transmission , но было передано только 1,5 кВт. [6] Ранний метод передачи HVDC был разработан швейцарским инженером Рене Тюри [7], и его метод, система Тюри, была внедрена на практике к 1889 году в Италии компанией Acquedotto De Ferrari-Galliera. Эта система использовала последовательно соединенные наборы двигателей-генераторов для увеличения напряжения. Каждый набор был изолирован от электрического заземления и приводился в движение изолированными валами от первичного двигателя . Линия передачи работала в режиме постоянного тока , с напряжением до 5000 вольт на каждой машине, некоторые машины имели двойные коммутаторы для снижения напряжения на каждом коммутаторе. Эта система передавала 630 кВт при 14 кВ постоянного тока на расстояние 120 километров (75 миль). [8] [9] Система Мутье-Лион передавала 8600 кВт гидроэлектроэнергии на расстояние 200 километров (120 миль), включая 10 километров (6,2 мили) подземного кабеля. Эта система использовала восемь последовательно соединенных генераторов с двойными коммутаторами для общего напряжения 150 кВ между положительным и отрицательным полюсами, и работала с 1906 по 1936 год . К 1913 году в эксплуатации находилось пятнадцать систем Тури. [10] Другие системы Тури, работающие при постоянном токе до 100 кВ, работали до 1930-х годов, но вращающееся оборудование требовало высокого уровня обслуживания и имело высокие потери энергии.
Различные другие электромеханические устройства были испытаны в первой половине 20-го века с небольшим коммерческим успехом. [11] Одна из попыток преобразования постоянного тока из высокого напряжения передачи в более низкое напряжение использования состояла в зарядке последовательно соединенных батарей , а затем повторном подключении батарей параллельно для обслуживания распределительных нагрузок. [12] Хотя по крайней мере две коммерческие установки были опробованы на рубеже 20-го века, эта технология в целом не была полезной из-за ограниченной емкости батарей, трудностей переключения между последовательной и параллельной конфигурациями и присущей циклу заряда/разряда батареи энергетической неэффективности. [a]
Впервые предложенный в 1914 году [13], управляемый сетью ртутно-дуговой клапан 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 паровые клапаны и линию передачи постоянного тока 12 кВ, которая также служила для преобразования генерации 40 Гц для обслуживания нагрузок 60 Гц, в Механиквилле, Нью-Йорк . В 1941 году для города Берлина была разработана подземная кабельная линия мощностью 60 МВт, ±200 кВ, протяженностью 115 км (71 миля), известная как проект Эльбы , с использованием ртутных дуговых клапанов, но из-за краха немецкого правительства в 1945 году проект так и не был завершен. [14] Номинальным обоснованием проекта было то, что во время войны подземный кабель будет менее заметным как цель для бомбардировки. Оборудование было перевезено в Советский Союз и введено в эксплуатацию как система HVDC Москва–Кашира. [15] Система Москва–Кашира и соединение в 1954 году группой Уно Ламма в ASEA между материковой частью Швеции и островом Готланд ознаменовали начало современной эры передачи HVDC. [6]
Ртутные дуговые вентили были распространены в системах, разработанных до 1972 года, последняя ртутная дуговая система HVDC ( система Nelson River Bipole 1 в Манитобе , Канада) была введена в эксплуатацию поэтапно между 1972 и 1977 годами. [16] С тех пор все ртутные дуговые системы были либо закрыты, либо преобразованы для использования твердотельных устройств. Последней системой HVDC, которая использовала ртутные дуговые вентили, была межостровная линия HVDC между Северным и Южным островами Новой Зеландии, которая использовала их на одном из двух своих полюсов. Ртутные дуговые вентили были выведены из эксплуатации 1 августа 2012 года перед вводом в эксплуатацию заменяющих тиристорных преобразователей.
Разработка тиристорных вентилей для HVDC началась в конце 1960-х годов. Первой полной схемой HVDC на основе тиристора была схема Eel River в Канаде, которая была построена компанией General Electric и введена в эксплуатацию в 1972 году. [17]
С 1977 года новые системы HVDC используют твердотельные устройства , в большинстве случаев тиристоры . Как и ртутные дуговые вентили, 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 коммутацией линий (LCC) HVDC.
15 марта 1979 года была подключена линия постоянного тока на основе тиристоров мощностью 1920 МВт между Кабора-Басса и Йоханнесбургом (1410 км; 880 миль). Преобразовательное оборудование было построено в 1974 году компанией Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) , а партнерами в проекте были Brown, Boveri & Cie (BBC) и Siemens . Перерывы в обслуживании на несколько лет были результатом гражданской войны в Мозамбике . [18] Напряжение передачи ±533 кВ было самым высоким в мире в то время. [6]
Преобразователи с коммутацией линии имеют некоторые ограничения в использовании для систем HVDC. Это происходит из-за необходимости периода обратного напряжения для воздействия на выключение. Попыткой устранить эти ограничения является преобразователь с коммутацией конденсаторов (CCC). В CCC последовательно вставлены конденсаторы в соединения линии переменного тока. CCC остался только нишевым приложением из-за появления преобразователей напряжения (VSC), которые более непосредственно решают проблемы выключения.
Широко используемые в приводах двигателей с 1980-х годов, преобразователи напряжения (VSC) начали появляться в HVDC в 1997 году с экспериментальным проектом Hellsjön–Grängesberg в Швеции. К концу 2011 года эта технология захватила значительную долю рынка HVDC.
Разработка высокопроизводительных биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT), тиристоров с затвором-выключателем (GTO) и интегрированных тиристоров с затвором-коммутатором (IGCT) сделала системы HVDC более экономичными и надежными. Это связано с тем, что современные IGBT включают режим отказа короткого замыкания, при котором в случае отказа IGBT он механически замыкается. Поэтому современные преобразовательные станции VSC HVDC спроектированы с достаточным резервированием, чтобы гарантировать работу в течение всего срока службы. Производитель ABB Group называет эту концепцию HVDC Light , в то время как Siemens называет похожую 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 всего несколько десятков мегаватт и воздушных линий длиной всего несколько десятков километров. Существует несколько различных вариантов технологии VSC: большинство установок, построенных до 2012 года, используют широтно-импульсную модуляцию в схеме, которая фактически является сверхвысоковольтным приводом двигателя. Более поздние установки, включая HVDC PLUS и HVDC MaxSine, основаны на вариантах преобразователя, называемого модульным многоуровневым преобразователем (MMC).
Преимущество многоуровневых преобразователей заключается в том, что они позволяют сократить или полностью исключить оборудование для фильтрации гармоник . Для сравнения, фильтры гармоник переменного тока типичных преобразовательных станций с коммутацией по линии покрывают почти половину площади преобразовательной станции.
Со временем системы преобразователей напряжения, вероятно, заменят все установленные простые системы на основе тиристоров, включая приложения с самой высокой мощностью передачи постоянного тока. [5] [ нужна страница ]
Схема передачи HVDC на большие расстояния, точка-точка, как правило, имеет более низкую общую инвестиционную стоимость и меньшие потери, чем эквивалентная схема передачи переменного тока. Хотя оборудование преобразования HVDC на конечных станциях является дорогостоящим, общие затраты на линию передачи постоянного тока на большие расстояния ниже, чем для линии переменного тока того же расстояния. HVDC требует меньше проводника на единицу расстояния, чем линия переменного тока, поскольку нет необходимости поддерживать три фазы и нет скин-эффекта . Системы переменного тока используют более высокое пиковое напряжение для той же мощности, что увеличивает затраты на изолятор.
В зависимости от уровня напряжения и деталей конструкции потери при передаче HVDC оцениваются в 3,5% на 1000 км (620 миль), что примерно на 50% меньше, чем у линий переменного тока (6,7%) при том же напряжении. [19] Это связано с тем, что постоянный ток передает только активную мощность и, таким образом, вызывает меньшие потери, чем переменный ток, который передает как активную, так и реактивную мощность .
Передача HVDC может также быть выбрана для других технических преимуществ. HVDC может передавать электроэнергию между отдельными сетями переменного тока. Поток электроэнергии HVDC между отдельными системами переменного тока может автоматически контролироваться для поддержки любой сети в переходных условиях, но без риска того, что крупный коллапс энергосистемы в одной сети приведет к коллапсу во второй. Функция управляемости также полезна, когда требуется контроль над торговлей энергией.
Конкретные области применения, в которых технология передачи HVDC обеспечивает преимущества, включают:
Длинные подводные или подземные высоковольтные кабели имеют большую электрическую емкость по сравнению с воздушными линиями электропередачи, поскольку токоведущие проводники внутри кабеля окружены относительно тонким слоем изоляции (диэлектриком ) и металлической оболочкой. Геометрия представляет собой геометрию длинного коаксиального конденсатора . Общая емкость увеличивается с длиной кабеля. Эта емкость находится в параллельной цепи с нагрузкой. Когда для передачи по кабелю используется переменный ток, в кабеле должен протекать дополнительный ток, чтобы зарядить эту емкость кабеля. Этот дополнительный ток вызывает дополнительную потерю энергии за счет рассеивания тепла в проводниках кабеля, повышая его температуру. Дополнительные потери энергии также происходят в результате диэлектрических потерь в изоляции кабеля. Для достаточно длинного кабеля переменного тока вся токопроводящая способность проводника должна быть необходима для подачи только зарядного тока. Эта проблема емкости кабеля ограничивает длину и несущую способность кабелей переменного тока. [24]
Однако, если используется постоянный ток, емкость кабеля заряжается только при первом включении кабеля или при изменении уровня напряжения; дополнительный ток не требуется. Кабели постоянного тока ограничены только повышением температуры и законом Ома . Хотя некоторый ток утечки протекает через диэлектрический изолятор , этот эффект также присутствует в системах переменного тока и мал по сравнению с номинальным током кабеля.
Емкостный эффект длинных подземных или подводных кабелей в приложениях передачи переменного тока также применим к воздушным линиям переменного тока, хотя и в гораздо меньшей степени. Тем не менее, для длинной воздушной линии передачи переменного тока ток, текущий только для зарядки емкости линии, может быть значительным, и это снижает способность линии переносить полезный ток к нагрузке на удаленном конце. Другим фактором, который снижает полезную токонесущую способность линий переменного тока, является скин-эффект , который вызывает неравномерное распределение тока по площади поперечного сечения проводника. Проводники линии передачи, работающие с постоянным током, не страдают ни от одного из ограничений. Поэтому при тех же потерях в проводнике (или тепловом эффекте) данный проводник может переносить большую мощность к нагрузке при работе с HVDC, чем с переменным током. [25]
Наконец, в зависимости от условий окружающей среды и характеристик изоляции воздушной линии, работающей с HVDC, может быть возможным для данной линии передачи работать с постоянным напряжением HVDC, которое приблизительно равно пиковому напряжению переменного тока, для которого она спроектирована и изолирована. Мощность, передаваемая в системе переменного тока, определяется среднеквадратичным значением ( RMS) напряжения переменного тока, но RMS составляет всего около 71% от пикового напряжения. Следовательно, если линия HVDC может непрерывно работать с напряжением HVDC, которое равно пиковому напряжению эквивалентной линии переменного тока, то для заданного тока (где ток HVDC равен RMS тока в линии переменного тока) пропускная способность передачи электроэнергии при работе с HVDC примерно на 40% выше, чем 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 отказов из одной части более широкой сети передачи электроэнергии в другую. Изменения в нагрузке, которые могут привести к рассинхронизации и разделению частей сети переменного тока, не будут аналогичным образом влиять на звено постоянного тока, а поток мощности через звено постоянного тока будет иметь тенденцию стабилизировать сеть переменного тока. Величина и направление потока мощности через звено постоянного тока могут напрямую контролироваться и изменяться по мере необходимости для поддержки сетей переменного тока на обоих концах звена постоянного тока. [26]
Недостатки HVDC заключаются в сложности преобразования, переключения, управления, доступности и обслуживания.
HVDC менее надежен и имеет меньшую доступность , чем системы переменного тока (AC), в основном из-за дополнительного оборудования преобразования. Однополюсные системы имеют доступность около 98,5%, причем около трети простоев являются незапланированными из-за неисправностей. Отказоустойчивые двухполюсные системы обеспечивают высокую доступность для 50% пропускной способности линии, но доступность полной мощности составляет около 97%-98%. [27]
Необходимые преобразовательные станции дороги и имеют ограниченную перегрузочную способность. При меньших расстояниях передачи потери в преобразовательных станциях могут быть больше, чем в линии передачи переменного тока на том же расстоянии. [28] Стоимость преобразователей может не компенсироваться снижением стоимости строительства линии и потерь в линии электропередачи.
Эксплуатация схемы HVDC требует хранения большого количества запасных частей, часто исключительно для одной системы, поскольку системы HVDC менее стандартизированы, чем системы переменного тока, а технологии меняются быстрее.
В отличие от систем переменного тока, реализация многотерминальных систем сложна (особенно с преобразователями с коммутацией линий), как и расширение существующих схем до многотерминальных систем. Управление потоком мощности в многотерминальной системе постоянного тока требует хорошей связи между всеми терминалами; поток мощности должен активно регулироваться системой управления преобразователя, а не полагаться на внутренние свойства импеданса и фазового угла линии передачи переменного тока. [29] Поэтому многотерминальные системы редки. По состоянию на 2012 год [обновлять]в эксплуатации находятся только две: линия Квебек – Новая Англия между Рэдиссоном, Сэнди Понд и Николетом [30] и линия Сардиния – материковая Италия , которая была модифицирована в 1989 году для обеспечения электроэнергией острова Корсика . [31]
Выключатели HVDC трудно построить из-за дугообразования : при переменном токе напряжение инвертируется и при этом пересекает нуль вольт десятки раз в секунду. Дуга переменного тока самогаснет в одной из этих точек пересечения нуля, потому что не может быть дуги, где нет разности потенциалов. Постоянный ток никогда не пересечет нуль вольт и никогда не самогаснет, поэтому расстояние и продолжительность дуги намного больше при постоянном токе, чем при том же напряжении переменного тока. Это означает, что в выключатель должен быть включен какой-то механизм, чтобы заставить ток достичь нуля и погасить дугу, в противном случае дугообразование и износ контактов будут слишком велики, чтобы обеспечить надежное переключение.
В ноябре 2012 года компания ABB анонсировала первый сверхбыстрый выключатель HVDC. [32] [33] Механические выключатели слишком медленные для использования в сетях HVDC, хотя они уже много лет используются в других приложениях. Напротив, полупроводниковые выключатели достаточно быстры, но имеют высокое сопротивление при проведении, тратя энергию и генерируя тепло в нормальном режиме работы. Выключатель ABB объединяет полупроводниковые и механические выключатели для создания гибридного выключателя как с быстрым временем отключения, так и с низким сопротивлением в нормальном режиме работы.
Обычно поставщики систем HVDC, такие как GE Vernova , Siemens и ABB , не указывают подробности ценообразования конкретных проектов; такие расходы, как правило, являются конфиденциальной информацией между поставщиком и клиентом. Расходы сильно различаются в зависимости от специфики проекта (например, номинальная мощность, длина цепи, воздушный или кабельный маршрут, стоимость земли, сейсмология участка и улучшения сети переменного тока, требуемые на любом терминале). Подробный анализ затрат на передачу постоянного тока против переменного тока может потребоваться в ситуациях, когда нет очевидных технических преимуществ постоянного тока, и выбор определяется исключительно экономическими соображениями.
Однако некоторые специалисты предоставили некоторую информацию:
Для линии электропередачи 8 ГВт длиной 40 км (25 миль), проложенной под проливом Ла-Манш , ниже приведены приблизительные затраты на первичное оборудование для двухполюсной традиционной линии HVDC мощностью 2000 МВт и напряжением 500 кВ (без учета прокладки пути , работ по укреплению берега, согласований, проектирования, страхования и т. д.):
- Преобразовательные станции ~110 млн фунтов стерлингов (~120 млн евро или 173,7 млн 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 8 ГВт между Великобританией и Францией в четырех связях, мало что осталось от £750M на установленные работы. Добавьте еще £200–300M на другие работы в зависимости от дополнительных требуемых береговых работ. [34] [ ненадежный источник? ]
В апреле 2010 года было объявлено о линии электропередачи мощностью 2000 МВт и протяженностью 64 км (40 миль) между Испанией и Францией, которая оценивается в €700 млн. Сюда входит стоимость туннеля через Пиренеи. [35]
В основе преобразовательной станции HVDC лежит оборудование, которое выполняет преобразование между переменным и постоянным током, называемое преобразователем . Почти все преобразователи HVDC изначально способны преобразовывать переменный ток в постоянный ( выпрямление ) и постоянный ток в переменный ( инверсия ), хотя во многих системах HVDC вся система оптимизирована для потока мощности только в одном направлении. Независимо от того, как спроектирован сам преобразователь, станция, которая работает (в данный момент времени) с потоком мощности из переменного тока в постоянный, называется выпрямителем , а станция, которая работает с потоком мощности из постоянного тока в переменный, называется инвертором .
Ранние системы HVDC использовали электромеханическое преобразование (система Thury), но все системы HVDC, построенные с 1940-х годов, использовали электронные преобразователи. Электронные преобразователи для HVDC делятся на две основные категории:
Большинство систем HVDC, эксплуатируемых сегодня, основаны на преобразователях с линейной коммутацией.
Базовая конфигурация LCC использует трехфазный мостовой выпрямитель или шестиимпульсный мост , содержащий шесть электронных переключателей, каждый из которых подключает одну из трех фаз к одной из двух шин постоянного тока. Полный коммутационный элемент обычно называют клапаном , независимо от его конструкции. Однако при изменении фазы только каждые 60°, при использовании этой компоновки на клеммах постоянного и переменного тока возникают значительные гармонические искажения .
Улучшение этой компоновки использует 12 вентилей в двенадцатиимпульсном мосту . Переменный ток разделяется на два отдельных трехфазных источника перед преобразованием. Затем один из наборов источников настраивается на звездообразную вторичную обмотку, а другой — на дельта-вторичную обмотку, устанавливая разность фаз 30° между двумя наборами из трех фаз. При двенадцати вентилях, соединяющих каждый из двух наборов из трех фаз с двумя шинами постоянного тока, происходит изменение фазы каждые 30°, и гармоники значительно уменьшаются. По этой причине двенадцатиимпульсная система стала стандартной для большинства систем HVDC с линейной коммутацией преобразователей, построенных с 1970-х годов.
В преобразователях с линейной коммутацией преобразователь имеет только одну степень свободы — угол отпирания , который представляет собой временную задержку между напряжением на вентиле, становящимся положительным (в этот момент вентиль начал бы проводить, если бы он был сделан из диодов), и включением тиристоров. Выходное постоянное напряжение преобразователя постепенно становится менее положительным по мере увеличения угла отпирания: углы отпирания до 90° соответствуют выпрямлению и приводят к положительным постоянным напряжениям, в то время как углы отпирания выше 90° соответствуют инверсии и приводят к отрицательным постоянным напряжениям. Практический верхний предел для угла отпирания составляет около 150–160°, поскольку выше этого значения у вентиля будет недостаточно времени выключения .
Ранние системы LCC использовали ртутно-дуговые клапаны , которые были прочными, но требовали большого обслуживания. Из-за этого многие ртутно-дуговые системы HVDC были построены с обходным распределительным устройством через каждый шестиимпульсный мост, чтобы схема HVDC могла работать в шестиимпульсном режиме в течение коротких периодов обслуживания. Последняя ртутно-дуговая система была закрыта в 2012 году.
Тиристорный вентиль впервые был использован в системах HVDC в 1972 году . Тиристор — это твердотельное полупроводниковое устройство, похожее на диод , но с дополнительной управляющей клеммой, которая используется для включения устройства в определенный момент во время цикла переменного тока. Поскольку напряжения в системах HVDC, в некоторых случаях достигающие 800 кВ, значительно превышают напряжения пробоя используемых тиристоров, тиристорные вентили HVDC строятся с использованием большого количества тиристоров, соединенных последовательно. Дополнительные пассивные компоненты, такие как градуировочные конденсаторы и резисторы, должны быть подключены параллельно с каждым тиристором, чтобы гарантировать, что напряжение на вентиле равномерно распределено между тиристорами. Тиристор вместе с его градуировочными цепями и другим вспомогательным оборудованием известен как тиристорный уровень .
Каждый тиристорный клапан обычно содержит десятки или сотни тиристорных уровней, каждый из которых работает при различном (высоком) потенциале относительно земли. Поэтому командная информация для включения тиристоров не может быть просто отправлена с помощью проводного соединения — она должна быть изолирована. Метод изоляции может быть магнитным, но обычно является оптическим. Используются два оптических метода: косвенный и прямой оптический запуск. В методе косвенного оптического запуска низковольтная управляющая электроника посылает световые импульсы по оптическим волокнам в управляющую электронику высокой стороны , которая получает питание от напряжения на каждом тиристоре. Альтернативный метод прямого оптического запуска обходится без большей части электроники высокой стороны, вместо этого используя световые импульсы от управляющей электроники для переключения светоотключаемых тиристоров (LTT), хотя для защиты клапана все еще может потребоваться небольшой блок контрольной электроники.
В преобразователе с линейной коммутацией постоянный ток (обычно) не может изменить направление; он протекает через большую индуктивность и может считаться почти постоянным. Со стороны переменного тока преобразователь ведет себя примерно как источник тока, вводя в сеть переменного тока как сетевые, так и гармонические токи. По этой причине преобразователь с линейной коммутацией для HVDC также рассматривается как инвертор источника тока .
Поскольку тиристоры могут быть включены (не выключены) только управляющим воздействием, система управления имеет только одну степень свободы – когда включать тиристор. Это является важным ограничением в некоторых обстоятельствах.
С некоторыми другими типами полупроводниковых устройств, такими 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, а постоянное напряжение, сглаживаемое большой емкостью , можно считать постоянным. По этой причине преобразователь HVDC, использующий IGBT, обычно называют преобразователем с источником напряжения . Дополнительная управляемость дает много преимуществ, в частности, возможность включать и выключать IGBT много раз за цикл, чтобы улучшить гармонические характеристики. Будучи самокоммутируемым, преобразователь больше не полагается на синхронные машины в системе переменного тока для своей работы. Таким образом, преобразователь с источником напряжения может подавать питание в сеть переменного тока, состоящую только из пассивных нагрузок, что невозможно с LCC HVDC.
Системы HVDC на основе преобразователей напряжения обычно используют шестиимпульсное соединение, поскольку преобразователь создает гораздо меньше гармонических искажений, чем сопоставимый LCC, и двенадцатимпульсное соединение не требуется.
Большинство систем VSC HVDC, построенных до 2012 года, были основаны на двухуровневом преобразователе , который можно рассматривать как шестиимпульсный мост, в котором тиристоры были заменены на IGBT с инверсно-параллельными диодами, а сглаживающие реакторы постоянного тока были заменены на сглаживающие конденсаторы 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 трехуровневыми преобразователями , но сегодня большинство новых систем VSC HVDC строятся с некоторой формой многоуровневого преобразователя , чаще всего модульного многоуровневого преобразователя (MMC), в котором каждый вентиль состоит из ряда независимых субмодулей преобразователя, каждый из которых содержит свой собственный накопительный конденсатор. IGBT в каждом субмодуле либо обходят конденсатор, либо подключают его к цепи, позволяя вентилю 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 гарантировать правильное конечное напряжение постоянного тока. Выход этих трансформаторов затем подключается к преобразователю.
Преобразовательные трансформаторы для схем LCC HVDC являются довольно специализированными из-за высоких уровней гармонических токов, протекающих через них, и из-за того, что вторичная изоляция обмотки испытывает постоянное постоянное напряжение, которое влияет на конструкцию изоляционной структуры (сторона клапана требует более прочной изоляции) внутри бака. В системах LCC трансформаторы также должны обеспечивать сдвиг фаз 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, использующих преобразователи с линейной коммутацией, является то, что преобразователи по своей природе потребляют реактивную мощность . Переменный ток, текущий в преобразователь из системы 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, когда преобразователь работает при большем, чем обычно, угле зажигания или затухания или при пониженном напряжении постоянного тока.
Хотя на преобразовательных станциях HVDC, напрямую подключенных к электростанциям, часть реактивной мощности может обеспечиваться самими генераторами, в большинстве случаев реактивная мощность, потребляемая преобразователем, должна обеспечиваться батареями шунтирующих конденсаторов , подключенными к клеммам переменного тока преобразователя. Шунтирующие конденсаторы обычно подключаются напрямую к напряжению сети, но в некоторых случаях могут подключаться к более низкому напряжению через третичную обмотку на трансформаторе преобразователя.
Поскольку потребляемая реактивная мощность зависит от передаваемой активной мощности, шунтирующие конденсаторы обычно необходимо разделить на несколько переключаемых батарей (обычно по четыре на преобразователь), чтобы предотвратить генерацию избытка реактивной мощности при низкой передаваемой мощности.
Шунтирующие конденсаторы почти всегда снабжены настроечными реакторами и, при необходимости, демпфирующими резисторами, чтобы они могли выполнять двойную функцию фильтров гармоник .
С другой стороны, VSC могут как вырабатывать, так и потреблять реактивную мощность по требованию, в результате чего обычно не требуются отдельные шунтирующие конденсаторы (за исключением тех, которые необходимы исключительно для фильтрации).
Все силовые электронные преобразователи генерируют определенную степень гармонических искажений в системах переменного и постоянного тока, к которым они подключены, и преобразователи HVDC не являются исключением.
С недавно разработанным модульным многоуровневым преобразователем (MMC) уровни гармонических искажений могут быть практически незначительными, но с преобразователями с линейной коммутацией и более простыми типами VSCs значительные гармонические искажения могут возникать как на стороне переменного тока, так и на стороне постоянного тока преобразователя. В результате фильтры гармоник почти всегда требуются на клеммах переменного тока таких преобразователей, а в схемах передачи HVDC с использованием воздушных линий могут также потребоваться на стороне постоянного тока.
Основным строительным блоком преобразователя HVDC с линейной коммутацией является шестиимпульсный мост . Такая схема создает очень высокие уровни гармонических искажений, выступая в качестве источника тока, вводящего гармонические токи порядка 6n±1 в систему переменного тока и генерирующего гармонические напряжения порядка 6n, наложенные на постоянное напряжение.
Очень дорого обеспечить фильтры гармоник, способные подавлять такие гармоники, поэтому почти всегда используется вариант, известный как двенадцатиимпульсный мост (состоящий из двух шестиимпульсных мостов последовательно со сдвигом фаз между ними на 30°). При двенадцатиимпульсной схеме гармоники все еще производятся, но только порядка 12n±1 на стороне переменного тока и 12n на стороне постоянного тока. Задача подавления таких гармоник все еще является сложной, но выполнимой.
Преобразователи с линейной коммутацией для HVDC обычно снабжены комбинациями фильтров гармоник, разработанных для работы с 11-й и 13-й гармониками на стороне переменного тока и 12-й гармоникой на стороне постоянного тока. Иногда фильтры верхних частот могут быть предусмотрены для работы с 23-й, 25-й, 35-й, 37-й... на стороне переменного тока и 24-й, 36-й... на стороне постоянного тока. Иногда фильтры переменного тока также должны обеспечивать демпфирование на низших, нехарактерных гармониках, таких как 3-я или 5-я гармоники.
Задача проектирования фильтров гармоник переменного тока для преобразовательных станций HVDC является сложной и требует больших вычислительных затрат, поскольку в дополнение к обеспечению того, чтобы преобразователь не создавал неприемлемого уровня искажения напряжения в системе переменного тока, необходимо обеспечить, чтобы фильтры гармоник не резонировали с каким-либо компонентом в другом месте системы переменного тока. Для проектирования фильтров переменного тока необходимы подробные знания гармонического импеданса системы переменного тока в широком диапазоне частот. [36]
Фильтры постоянного тока требуются только для систем передачи HVDC, 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 в близлежащих открытых телефонных линиях . [37] С ростом цифровых мобильных телекоммуникационных систем , которые гораздо менее восприимчивы к помехам, фильтры постоянного тока становятся менее важными для систем HVDC.
Некоторые типы преобразователей с источником 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), все еще требуют некоторой фильтрации, хотя и меньшей, чем в системах преобразователей с коммутацией по линии.
При использовании таких преобразователей гармонический спектр обычно смещается в сторону более высоких частот, чем при использовании преобразователей с линейной коммутацией. Обычно это позволяет уменьшить размеры фильтрующего оборудования. Доминирующими гармоническими частотами являются боковые полосы частоты ШИМ и ее кратные. В приложениях HVDC частота ШИМ обычно составляет около 1–2 кГц.
В конфигурации монополя один из выводов выпрямителя соединен с заземлением. Другой вывод, находящийся под высоким напряжением относительно земли, соединен с линией передачи. Заземленный вывод может быть соединен с соответствующим соединением на инверторной станции с помощью второго проводника.
Если металлический обратный проводник не установлен, ток течет в земле (или воде) между двумя электродами. Такое расположение является типом однопроводной системы обратного заземления.
Электроды обычно располагаются в нескольких десятках километров от станций и подключаются к станциям через линию электродов среднего напряжения . Конструкция самих электродов зависит от того, расположены ли они на суше, на берегу или в море. Для монополярной конфигурации с возвратом через землю поток тока через землю является однонаправленным, что означает, что конструкция одного из электродов (катода ) может быть относительно простой, хотя конструкция анодного электрода довольно сложна.
При передаче электроэнергии на большие расстояния возврат через землю может быть значительно дешевле альтернативных вариантов с использованием выделенного нейтрального проводника, но это может привести к таким проблемам, как:
Эти эффекты можно устранить, установив металлический обратный проводник между двумя концами монополярной линии передачи. Поскольку один вывод преобразователей подключен к земле, обратный проводник не нужно изолировать для полного напряжения передачи, что делает его менее дорогостоящим, чем высоковольтный проводник. Решение об использовании или неиспользовании металлического обратного проводника принимается на основе экономических, технических и экологических факторов. [38]
Современные монополярные системы для чисто воздушных линий обычно передают 1,5 ГВт. [39] Если используются подземные или подводные кабели, типичное значение составляет 600 МВт.
Большинство монополярных систем спроектированы для будущего биполярного расширения. Опоры линий электропередачи могут быть спроектированы для переноса двух проводников, даже если изначально для монополярной системы передачи используется только один. Второй проводник либо не используется, либо используется как электродная линия , либо подключается параллельно с другим (как в случае Baltic Cable ).
Альтернативой является использование двух высоковольтных проводников, работающих примерно на половине постоянного напряжения, с одним преобразователем на каждом конце. В этой схеме, известной как симметричный монополь , преобразователи заземляются только через высокое сопротивление, и ток заземления отсутствует. Симметричная монопольная схема нетипична для преобразователей с коммутацией по линии ( редким примером является соединитель NorNed ), но очень распространена для преобразователей с источником напряжения, когда используются кабели.
При биполярной передаче используется пара проводников, каждый из которых имеет высокий потенциал относительно земли, в противоположной полярности. Поскольку эти проводники должны быть изолированы для полного напряжения, стоимость линии передачи выше, чем у монополя с обратным проводником. Однако есть ряд преимуществ биполярной передачи, которые могут сделать ее привлекательным вариантом.
Биполярная система также может быть установлена с металлическим заземляющим проводником.
Биполярные системы могут выдерживать до 4 ГВт при напряжении ±660 кВ с одним преобразователем на полюс, как в проекте Ниндун–Шаньдун в Китае. С номинальной мощностью 2000 МВт на двенадцатиимпульсный преобразователь преобразователи для этого проекта были (по состоянию на 2010 год) самыми мощными преобразователями HVDC, когда-либо построенными. [40] Еще более высокие мощности могут быть достигнуты путем соединения двух или более двенадцатиимпульсных преобразователей последовательно в каждом полюсе, как это используется в проекте ±800 кВ Сянцзяба–Шанхай в Китае, который использует два двенадцатиимпульсных преобразовательных моста в каждом полюсе, каждый из которых рассчитан на 400 кВ постоянного тока и 1600 МВт.
Подводные кабельные установки, первоначально введенные в эксплуатацию как монопольные, могут быть модернизированы с помощью дополнительных кабелей и работать как бипольные.
Биполярная схема может быть реализована таким образом, что полярность одного или обоих полюсов может быть изменена. Это позволяет работать как два параллельных монополя. Если один проводник выходит из строя, передача все равно может продолжаться с уменьшенной мощностью. Потери могут увеличиться, если заземляющие электроды и линии не рассчитаны на дополнительный ток в этом режиме. Для уменьшения потерь в этом случае могут быть установлены промежуточные коммутационные станции, на которых сегменты линии могут быть отключены или запараллелены. Это было сделано в Inga–Shaba HVDC .
Станция Back-to-back (или B2B для краткости) — это установка, в которой оба преобразователя находятся в одной области, обычно в одном здании. Длина линии постоянного тока поддерживается как можно короче. Станции HVDC Back-to-back используются для
Напряжение постоянного тока в промежуточной цепи может быть свободно выбрано на станциях HVDC back-to-back из-за короткой длины проводника. Напряжение постоянного тока обычно выбирается как можно более низким, чтобы построить небольшой клапанный зал и уменьшить количество тиристоров, соединенных последовательно в каждом клапане. По этой причине на станциях HVDC back-to-back используются клапаны с максимально возможным номинальным током (в некоторых случаях до 4500 А).
Наиболее распространенная конфигурация линии HVDC состоит из двух преобразовательных подстанций, 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 последовательной и параллельной). Параллельная конфигурация, как правило, используется для станций большой мощности, а последовательная — для станций меньшей мощности. Примером может служить система передачи электроэнергии Квебек — Новая Англия мощностью 2000 МВт , открытая в 1992 году, которая в настоящее время является крупнейшей многотерминальной системой HVDC в мире. [41]
Многополюсные системы трудно реализовать с использованием преобразователей с линейной коммутацией, поскольку реверсирование мощности осуществляется путем изменения полярности постоянного напряжения, что влияет на все преобразователи, подключенные к системе. С преобразователями напряжения реверсирование мощности достигается путем изменения направления тока, что значительно упрощает управление многополюсными системами с параллельным соединением. По этой причине ожидается, что многополюсные системы станут гораздо более распространенными в ближайшем будущем.
Китай расширяет свою сеть, чтобы соответствовать растущему спросу на электроэнергию, одновременно решая экологические задачи. China Southern Power Grid начала пилотный проект VSC HVDC с тремя терминалами в 2011 году. Проект имеет проектные характеристики ±160 кВ/200 МВт-100 МВт-50 МВт и будет использоваться для передачи энергии ветра, вырабатываемой на острове Нанао, в материковую энергосистему Гуандуна через 32 км (20 миль) комбинации наземных кабелей HVDC, морских кабелей и воздушных линий. Этот проект был введен в эксплуатацию 19 декабря 2013 года. [42]
В Индии многотерминальный проект North-East Agra планируется ввести в эксплуатацию в 2015–2017 годах. Он рассчитан на 6000 МВт и передает электроэнергию по двухполюсной линии ±800 кВ от двух преобразовательных станций в Biswanath Chariali и Alipurduar на востоке до преобразователя в Agra , на расстояние 1728 км (1074 мили). [43]
Cross-Skagerrak 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 перестроены для работы в двухполюсном режиме, а полюс 3 (LCC) работает в двухполюсном режиме с новым полюсом 4 (VSC). Это первая передача HVDC, где полюса LCC и VSC взаимодействуют в двухполюсном режиме.
Аналогичная схема была реализована в HVDC Inter-Island в Новой Зеландии после модернизации мощности в 1992 году, в которой два исходных преобразователя (использующих ртутно-дуговые вентили) были включены параллельно, питая один и тот же полюс, а новый третий (тиристорный) преобразователь был установлен с противоположной полярностью и более высоким рабочим напряжением. Эта конфигурация закончилась в 2012 году, когда два старых преобразователя были заменены одним новым тиристорным преобразователем.
Схема, запатентованная в 2004 году [44] , предназначена для преобразования существующих линий электропередачи переменного тока в HVDC. Два из трех проводников цепи работают как биполярный. Третий проводник используется как параллельный монополь, оснащенный реверсивными клапанами (или параллельными клапанами, подключенными в обратной полярности). Это позволяет переносить более сильные токи по биполярным проводникам и полностью использовать установленный третий проводник для передачи энергии. Высокие токи могут циркулировать по линейным проводникам даже при низкой нагрузке для удаления льда. По состоянию на 2012 год [обновлять]трипольные преобразования не эксплуатируются, хотя линия электропередачи в Индии была преобразована в биполярный HVDC ( HVDC Sileru-Barsoor ).
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, в то время как заряженные частицы дрейфуют. Этот эффект может привести к значительной потере мощности, создать звуковые и радиочастотные помехи, генерировать токсичные соединения, такие как оксиды азота и озона, и вызвать искрение.
Линии электропередачи переменного и постоянного тока могут генерировать короны, в первом случае в виде колеблющихся частиц, во втором — постоянного ветра. Из-за пространственного заряда, образованного вокруг проводников, система HVDC может иметь примерно половину потерь на единицу длины высоковольтной системы переменного тока, несущей такое же количество мощности. При монополярной передаче выбор полярности возбужденного проводника приводит к определенной степени контроля над коронным разрядом. В частности, можно контролировать полярность испускаемых ионов, что может иметь экологическое воздействие на образование озона. Отрицательные короны генерируют значительно больше озона, чем положительные короны , и генерируют его дальше по ветру от линии электропередачи, создавая потенциал для воздействия на здоровье. Использование положительного напряжения снизит воздействие озона монопольных линий электропередачи HVDC.
Управляемость тока через выпрямители и инверторы HVDC, их применение в соединении несинхронизированных сетей и их применение в эффективных подводных кабелях означает, что соединительные линии HVDC часто используются на национальных или региональных границах для обмена электроэнергией (в Северной Америке соединения HVDC разделяют 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). Для морских ветряных электростанций также требуются подводные кабели, а их турбины несинхронизированы. В соединениях на очень большие расстояния между двумя точками, такими как передача электроэнергии от большой гидроэлектростанции на удаленном участке в городскую зону, системы передачи HVDC могут быть надлежащим образом использованы; было построено несколько схем такого рода. Для соединительных линий в Сибирь , Канаду , Индию и Скандинавский Север сниженные линейные затраты HVDC также делают его применимым, см. Список проектов HVDC . Другие приложения указаны в этой статье.
Линии электропередачи переменного тока могут соединять только синхронизированные сети переменного тока с одинаковой частотой с ограничениями на допустимую разность фаз между двумя концами линии. Многие области, которые хотят совместно использовать электроэнергию, имеют несинхронизированные сети. Энергосистемы Великобритании , Северной Европы и континентальной Европы не объединены в единую синхронизированную сеть. В Японии есть сети 50 Гц и 60 Гц. Континентальная Северная Америка, хотя и работает на частоте 60 Гц по всей территории, разделена на регионы, которые не синхронизированы: 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 передачи переменного тока, может стать нестабильным и выйти из синхронизации с удаленной системой питания переменного тока. Линия передачи HVDC может сделать экономически целесообразным использование удаленных мест генерации. Ветряные электростанции, расположенные вдали от берега, могут использовать системы HVDC для сбора энергии от нескольких несинхронизированных генераторов для передачи на берег по подводному кабелю. [45]
Однако в целом линия электропередачи HVDC будет соединять два региона переменного тока распределительной сети. Оборудование для преобразования переменного тока в постоянный значительно увеличивает стоимость передачи электроэнергии. Преобразование из переменного тока в постоянный известно как выпрямление , а из постоянного тока в переменный — как инверсия . Выше определенного расстояния 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. Дополнительным преимуществом существования линий HVDC, таким образом, является потенциальное повышение стабильности в передающей сети.
В ряде исследований были выявлены потенциальные преимущества суперсетей с очень большой площадью , основанных на HVDC, поскольку они могут смягчить последствия перемежаемости путем усреднения и сглаживания выходов большого количества географически распределенных ветряных электростанций или солнечных электростанций. [46] Исследование Чиша приходит к выводу, что сеть, охватывающая окраины Европы, могла бы обеспечить 100% возобновляемой энергии (70% ветра, 30% биомассы) по ценам, близким к сегодняшним. Были дебаты по поводу технической осуществимости этого предложения [47] и политических рисков, связанных с передачей энергии через большое количество международных границ. [48]
Строительство таких экологически чистых энергетических супермагистралей пропагандируется в официальном документе , выпущенном Американской ассоциацией ветроэнергетики и Ассоциацией солнечной энергетики в 2009 году. [49] Clean Line Energy Partners разрабатывает четыре линии HVDC в США для передачи электроэнергии на большие расстояния. [50]
В январе 2009 года Европейская комиссия предложила €300 млн на субсидирование развития линий HVDC между Ирландией, Великобританией, Нидерландами, Германией, Данией и Швецией в рамках более широкого пакета в €1,2 млрд, поддерживающего линии с офшорными ветряными электростанциями и трансграничными соединительными линиями по всей Европе. Тем временем недавно созданный Союз Средиземноморья принял Средиземноморский солнечный план для импорта больших объемов концентрированной солнечной энергии в Европу из Северной Африки и Ближнего Востока. [51] В 2020 году было предложено создание соединительной линии HVDC Япония-Тайвань-Филиппины. Целью этой соединительной линии является содействие трансграничной торговле возобновляемой энергией с Индонезией и Австралией в рамках подготовки к будущей Азиатско-Тихоокеанской суперсети. [52]
UHVDC (постоянный ток сверхвысокого напряжения) становится последним технологическим фронтом в технологии передачи постоянного тока высокого напряжения. UHVDC определяется как передача постоянного напряжения свыше 800 кВ (HVDC обычно составляет всего от 100 до 800 кВ).
Одна из проблем с текущими суперсетями UHVDC заключается в том, что, хотя они и меньше, чем передача переменного тока или передача постоянного тока при более низких напряжениях, они все равно страдают от потери мощности по мере увеличения длины. Типичная потеря для линий 800 кВ составляет 2,6% на протяжении 800 км (500 миль). [53] Повышение напряжения передачи на таких линиях снижает потери мощности, но до недавнего времени соединительные линии , необходимые для соединения сегментов, были непомерно дорогими. Однако с развитием производства становится все более и более осуществимым строительство линий UHVDC.
В 2010 году ABB Group построила первую в мире линию UHVDC напряжением 800 кВ в Китае. Линия Zhundong–Wannan UHVDC напряжением 1100 кВ, протяженностью 3400 км (2100 миль) и мощностью 12 ГВт была завершена в 2018 году. По состоянию на 2020 год в Китае было завершено не менее тринадцати линий электропередачи UHVDC .
Хотя большая часть недавних развертываний технологии UHVDC находится в Китае, она также была развернута в Южной Америке и других частях Азии. В Индии ожидается, что линия длиной 1830 км (1140 миль), 800 кВ, 6 ГВт между Райгархом и Пугалуром будет завершена в 2019 году. [54] В Бразилии линия Xingu-Estreito протяженностью более 2076 км (1290 миль) с 800 кВ и 4 ГВт была завершена в 2017 году, а линия Xingu-Rio протяженностью более 2543 км (1580 миль) с 800 кВ и 4 ГВт была завершена в 2019 году, обе для передачи энергии с плотины Бело-Монте . По состоянию на 2020 год в Европе или Северной Америке не существует линии UHVDC (≥ 800 кВ).
В 2019 году в Китае была завершена линия электропередачи напряжением 1100 кВ протяженностью 3300 км (2100 миль) с мощностью 12 ГВт. [55] [56] Благодаря такому измерению становятся возможными межконтинентальные соединения, которые могут помочь справиться с колебаниями ветровой энергии и фотоэлектричества . [57]
