Högspännings likström - High-voltage direct current

Långdistans HVDC -linjer som transporterar vattenkraft från Canadas Nelson River till denna omvandlingsstation där den omvandlas till AC för användning i södra Manitobas nät

Ett högspännings, likström ( HVDC ) elektrisk kraftöverföringssystem (även kallat en motorhuvud eller en elektrisk motorväg ) använder likström (DC) för överföring av elektrisk kraft, i motsats till de vanligare växelströmssystemen (AC) .

De flesta HVDC -länkar använder vanligtvis spänningar mellan 100 kV och 800 kV. En länk på 1 100 kV i Kina slutfördes dock 2019 över ett avstånd på 3 300 km (2100 mi) med en effektkapacitet på 12 GW. Med denna dimension blir interkontinentala anslutningar möjliga, vilket kan hjälpa till att hantera vindkraftens och solcellernas fluktuationer .

HVDC tillåter kraftöverföring mellan växelströmssystem som inte är synkroniserade . Eftersom effektflödet genom en HVDC -länk kan styras oberoende av fasvinkeln mellan källa och belastning, kan det stabilisera ett nätverk mot störningar på grund av snabba effektförändringar. HVDC tillåter också överföring av kraft mellan nätsystem som körs med olika frekvenser, till exempel 50 Hz och 60 Hz. Detta förbättrar stabiliteten och ekonomin i varje nät, genom att tillåta utbyte av kraft mellan inkompatibla nät.

Den moderna formen av HVDC -överföring använder teknik som utvecklats mycket på 1930 -talet i Sverige ( ASEA ) och i Tyskland . Tidiga kommersiella installationer inkluderade en i Sovjetunionen 1951 mellan Moskva och Kashira och ett 100 kV, 20 MW system mellan Gotland och fastlandet Sverige 1954. Före det kinesiska projektet 2019 var den längsta HVDC -länken i världen Rio Madeira länk i Brasilien , som består av två bipoler på ± 600 kV, 3150 MW vardera, som förbinder Porto Velho i delstaten Rondônia med São Paulo -området med en längd på mer än 2500 km (1600 mi).

  Befintliga länkar
  Under konstruktion
  Föreslagen
Många av dessa HVDC -ledningar överför kraft från förnybara källor som vatten och vind. För namn, se även den kommenterade versionen.

Högspänningsöverföring

Högspänning används för elektrisk kraftöverföring för att minska energiförlusten i trådarnas motstånd . För en given mängd överförd effekt kommer dubblering av spänningen att ge samma effekt vid endast hälften av strömmen. Eftersom den förlorade effekten som värme i ledningarna är direkt proportionell mot kvadraten i strömmen, reducerar fördubblingen av spänningen ledningsförlusterna med en faktor 4. Medan strömförlusten i överföringen också kan minskas genom att öka ledarens storlek, blir större ledare tyngre och dyrare.

Högspänning kan inte lätt användas för belysning eller motorer, så överföringsnivåspänningar måste minskas för slutanvändningsutrustning. Transformatorer används för att ändra spänningsnivåerna i växelström (AC) överföringskretsar. Transformatorer gjorde spänningsändringar praktiska och växelströmsgeneratorer var mer effektiva än de som använde likström. Dessa fördelar ledde till att tidiga lågspännings DC -överföringssystem ersattes av AC -system runt 1900 -talets början.

Praktisk konvertering av effekt mellan AC och DC blev möjlig med utvecklingen av kraftelektronikanordningar som kvicksilverbågsventiler och från och med 1970-talet halvledaranordningar som tyristorer , integrerade grindkommuterade tyristorer (IGCT), MOS-styrda tyristorer (MCT) ) och isolerade-gate bipolära transistorer (IGBT).

Historia

Elektromekaniska (Thury) system

Schematiskt diagram över ett Thury HVDC -överföringssystem
HVDC 1971: denna 150 kV kvicksilverbågsventil konverterade AC- vattenkraftspänning för överföring till avlägsna städer från Manitoba Hydro- generatorer.
Stolpar av Baltic Cable HVDC i Sverige

Den första långdistansöverföringen av elkraft demonstrerades med likström 1882 vid Miesbach-Münchens kraftöverföring , men endast 1,5 kW överfördes. En tidig metod för HVDC-överföring utvecklades av den schweiziska ingenjören René Thury och hans metod genomfördes 1889 i Italien av företaget Acquedotto De Ferrari-Galliera . Detta system använde seriekopplade motorgeneratoruppsättningar för att öka spänningen. Varje uppsättning isolerades från elektrisk jord och drivs av isolerade axlar från en drivmotor . Överföringsledningen drevs i ett "konstant ström" -läge, med upp till 5000 volt över varje maskin, vissa maskiner har dubbla kommutatorer för att minska spänningen på varje kommutator. Detta system överförde 630 kW vid 14 kV DC över ett avstånd på 120 km. Den Moutiers-Lyon system som sänds 8600 kW vattenkraft ett avstånd av 200 km, inklusive 10 km jordkabel. Detta system använde åtta seriekopplade generatorer med dubbla kommutatorer för en total spänning på 150 kV mellan de positiva och negativa polerna och fungerade från cirka 1906 till 1936. Femton Thury-system var i drift 1913. Andra Thury-system som körde upp till upp till 100 kV DC arbetade in på 1930 -talet, men den roterande maskinen krävde högt underhåll och hade stor energiförlust. Olika andra elektromekaniska anordningar testades under första halvan av 1900 -talet med liten kommersiell framgång.

En teknik som försökte omvandla likström från en hög överföringsspänning till lägre utnyttjande spänning var att ladda seriekopplade batterier och sedan återansluta batterierna parallellt för att betjäna distributionsbelastningar. Medan åtminstone två kommersiella installationer prövades runt 1900 -talets början var tekniken i allmänhet inte användbar på grund av batteriernas begränsade kapacitet, svårigheter att växla mellan serie- och parallellanslutningar, och den inneboende energiineffektiviteten hos en batteriladdning/urladdning. cykel. (Ett modernt batterilagerkraftverk innehåller transformatorer och växelriktare för att byta energi från växelström till likström vid lämpliga spänningar.)

Kvicksilverbågsventiler

Först föreslogs 1914, den nätstyrda kvicksilverbågsventilen blev tillgänglig för kraftöverföring under perioden 1920 till 1940. Från och med 1932 testade General Electric kvicksilverånga ventiler och en 12 kV DC överföringsledning, som också tjänade till att konvertera 40 Hz generation för att betjäna 60 Hz belastningar, i Mechanicville, New York . 1941 konstruerades en 60 MW, ± 200 kV, 115 km nedgrävd kabelförbindelse för staden Berlin med hjälp av kvicksilverbågsventiler ( Elbe-Project ), men på grund av den tyska regeringens kollaps 1945 blev projektet aldrig klart. Den nominella motiveringen för projektet var att under krigstid skulle en nedgrävd kabel vara mindre iögonfallande som ett bombmål. Utrustningen flyttades till Sovjetunionen och togs i bruk där som HVDC -systemet Moskva - Kashira. Moskva -Kashirasystemet och 1954 -anslutningen av Uno Lamms grupp på ASEA mellan fastlandet i Sverige och ön Gotland markerade början på den moderna eran för HVDC -överföring.

Kvicksilverbågsventiler kräver en extern krets för att tvinga strömmen till noll och därmed stänga av ventilen. I HVDC -applikationer tillhandahåller själva växelströmssystemet själva möjligheten att pendla strömmen till en annan ventil i omvandlaren. Följaktligen är omvandlare byggda med kvicksilverbågsventiler kända som linjekommuterade omvandlare (LCC). LCC kräver roterande synkronmaskiner i de AC -system som de är anslutna till, vilket gör kraftöverföring till passiv belastning omöjlig.

Kvicksilverbågsventiler var vanliga i system konstruerade fram till 1972, det sista kvicksilverbågen HVDC -systemet ( Nelson River Bipole 1 -systemet i Manitoba , Kanada) har tagits i drift i etapper mellan 1972 och 1977. Sedan dess har alla kvicksilverbågsystem antingen stängts av eller konverterats till solid state -enheter. Det sista HVDC-systemet som använde kvicksilverbågsventiler var Inter-Island HVDC-länken mellan norra och södra öarna i Nya Zeeland, som använde dem på en av dess två poler. Kvicksilverbågsventilerna avbröts den 1 augusti 2012, innan idrifttagning av nya tyristoromvandlare.

Tyristorventiler

Sedan 1977 har nya HVDC-system endast använt solid-state-enheter , i de flesta fall tyristorer . Liksom kvicksilverbågsventiler kräver tyristorer anslutning till en extern AC -krets i HVDC -applikationer för att slå på och av dem. HVDC som använder tyristorer är också känd som Line-Commutated Converter (LCC) HVDC.

Utvecklingen av tyristorventiler för HVDC började i slutet av 1960 -talet. Det första kompletta HVDC -systemet baserat på tyristor var Eel River -schemat i Kanada, som byggdes av General Electric och togs i bruk 1972.

Den 15 mars 1979 fick en tyristorbaserad likströmskoppling från 1920 MW mellan Cabora Bassa och Johannesburg (1 410 km) ström. Konverteringsutrustningen byggdes 1974 av Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) och Brown, Boveri & Cie (BBC) och Siemens var partner i projektet. Serviceavbrott under flera år var ett resultat av ett inbördeskrig i Moçambique . Överföringsspänningen på ± 533 kV var den högsta i världen vid den tiden.

Kondensator-kommuterade omvandlare (CCC)

Linjekommuterade omvandlare har vissa begränsningar i deras användning för HVDC-system. Detta beror på att AC-kretsen måste stänga av tyristorströmmen och behovet av en kort period av "omvänd" spänning för att effektivera avstängningen (avstängningstid). Ett försök att åtgärda dessa begränsningar är kondensator-kommuterad omvandlare ( CCC ) som har använts i ett litet antal HVDC-system. CCC skiljer sig från en konventionell HVDC-system genom att den har seriekondensatorer införda i anslutningarna AC line, antingen på den primära eller sekundära sidan av strömriktartransformatorn. Seriekondensatorerna kompenserar delvis konverterarens induktans och hjälper till att minska felströmmar. Detta gör det också möjligt att använda en mindre utrotningsvinkel med en omvandlare/inverter, vilket minskar behovet av stöd för reaktiv effekt .

CCC har dock bara varit en nischapplikation på grund av tillkomsten av spänningskällomvandlare (VSC) som helt eliminerar behovet av en utrotningstid (avstängning).

Spänningskällomvandlare (VSC)

Spänningskällomvandlare har använts i motorer sedan 1980-talet och började dyka upp i HVDC 1997 med det experimentella Hellsjön – Grängesberg- projektet i Sverige. I slutet av 2011 hade denna teknik fångat en betydande del av HVDC -marknaden.

Utvecklingen av bipolära transistorer (IGBT) med högre klassning, isolerade gate -tyristorer (GTO) och integrerade gate-kommuterade tyristorer (IGCT) har gjort mindre HVDC-system ekonomiska. Tillverkaren ABB Group kallar detta koncept för HVDC Light , medan Siemens kallar ett liknande koncept för HVDC PLUS ( Power Link Universal System ) och Alstom kallar sin produkt baserad på denna teknik för HVDC MaxSine . De har utökat användningen av HVDC till block så små som några tiotals megawatt och luftledningar så korta som några tiotal kilometer. Det finns flera olika varianter av VSC-teknik: de flesta installationer som byggdes fram till 2012 använder pulsbreddsmodulering i en krets som i själva verket är en motor med hög spänning. Nuvarande installationer, inklusive HVDC PLUS och HVDC MaxSine, är baserade på varianter av en omvandlare som kallas en Modular Multilevel Converter (MMC).

Flernivåomvandlare har fördelen att de tillåter harmonisk filtreringsutrustning att reduceras eller elimineras helt. Som jämförelse täcker harmoniska AC-filter från typiska linjekommuterade omvandlarstationer nästan hälften av omriktarens stationsområde.

Med tiden kommer förmodligen system för spänningskällomvandlare att ersätta alla installerade enkla tyristorbaserade system, inklusive de högsta DC-kraftöverföringsapplikationerna.

Jämförelse med AC

Fördelar

Ett långväga, punkt-till-punkt-HVDC-överföringssystem har generellt lägre totala investeringskostnader och lägre förluster än ett motsvarande växelsystem för växelström. HVDC-omvandlingsutrustning vid terminalerna är kostsam, men de totala DC-överföringskostnaderna över långa sträckor är lägre än för en AC-linje med samma avstånd. HVDC kräver mindre ledare per avståndsenhet än en AC -ledning, eftersom det inte finns behov av att stödja tre faser och det inte finns någon hudeffekt .

Beroende på spänningsnivå och konstruktionsdetaljer anges HVDC -överföringsförluster till 3,5% per 1000 km, cirka 50% mindre än AC (6,5%) ledningar vid samma spänning. Detta beror på att likström överför endast aktiv effekt och därmed orsakar lägre förluster än växelström, som överför både aktiv och reaktiv effekt .

HVDC -transmission kan också väljas för andra tekniska fördelar. HVDC kan överföra ström mellan separata AC -nät. HVDC-strömflöde mellan separata AC-system kan automatiskt styras för att stödja antingen nätverket under övergående förhållanden, men utan risken att en kraftig kollaps i ett nät kommer att leda till en kollaps i det andra. HVDC förbättrar systemets kontrollerbarhet, med minst en HVDC -länk inbäddad i ett AC -nät - i den avreglerade miljön är styrbarhetsfunktionen särskilt användbar när kontroll av energihandel behövs.

De kombinerade ekonomiska och tekniska fördelarna med HVDC -överföring kan göra den till ett lämpligt val för anslutning av elkällor som ligger långt bort från huvudanvändarna.

Specifika applikationer där HVDC -överföringsteknologi ger fördelar inkluderar:

  • System för undervattenskabelöverföring (t.ex. 720 km North Sea Link , 580 km NorNed- kabeln mellan Norge och Nederländerna , Italiens 420 km SAPEI- kabel mellan Sardinien och fastlandet, 290 km Basslink mellan Australiens fastland och Tasmanien och 250 km Östersjökabel mellan Sverige och Tyskland ).
  • Endpoint-to-endpoint långdistans bulk-kraftöverföring utan mellanliggande "kranar", vanligtvis för att ansluta en fjärrgenereringsanläggning till huvudnätet, till exempel Nelson River DC Transmission System i Kanada .
  • Öka kapaciteten hos ett befintligt elnät i situationer där ytterligare ledningar är svåra eller dyra att installera.
  • Kraftöverföring och stabilisering mellan osynkroniserade AC -nät, med det extrema exemplet en förmåga att överföra kraft mellan länder som använder AC vid olika frekvenser. Eftersom sådan överföring kan ske i båda riktningarna, ökar det stabiliteten för båda nätverken genom att låta dem dra nytta av varandra i nödsituationer och misslyckanden.
  • Stabilisering av ett övervägande AC-elnät, utan att öka felnivåerna ( potentiell kortslutningsström ).
  • Integrering av förnybara resurser som vind i huvudöverföringsnätet. HVDC luftledningar för vindintegrationsprojekt på land och HVDC -kablar för offshore -projekt har föreslagits i Nordamerika och Europa av både tekniska och ekonomiska skäl. DC-nät med flera spänningskällomvandlare (VSC) är en av de tekniska lösningarna för att samla havsbaserad vindkraft och överföra den till lastcentra som ligger långt borta på land.

Kabelsystem

Långa undervattens- eller underjordiska högspänningskablar har en hög elektrisk kapacitans jämfört med luftledningar, eftersom de strömförande ledarna i kabeln är omgivna av ett relativt tunt isoleringsskikt ( dielektrikum ) och ett metallhölje. Geometrin är en lång koaxial kondensator . Den totala kapacitansen ökar med kabelns längd. Denna kapacitans är i en parallell krets med belastningen. Där växelström används för kabelöverföring måste ytterligare ström flöda i kabeln för att ladda denna kabelkapacitans. Detta extra strömflöde orsakar ökad energiförlust genom värmeavledning i ledarna i kabeln, vilket ökar dess temperatur. Ytterligare energiförluster uppstår också som ett resultat av dielektriska förluster i kabelisoleringen.

Om likström används, laddas dock kabelns kapacitans endast när kabeln först matas eller om spänningsnivån ändras; det behövs ingen ytterligare ström. För en tillräckligt lång växelströmskabel skulle hela strömförmågan hos ledaren behövas för att mata laddningsströmmen ensam. Denna kabelkapacitansfråga begränsar nätkablarnas längd och effektförmåga. DC -drivna kablar begränsas endast av deras temperaturhöjning och Ohms lag . Även om en del läckström strömmar genom den dielektriska isolatorn är denna liten jämfört med kabelns märkström.

Luftledningssystem

Trefasiga högspänningsöverföringsledningar använder växelström för att fördela kraft över långa avstånd mellan elproduktionsanläggningar och konsumenter. Linjerna på bilden ligger i östra Utah .

Den kapacitiva effekten av långa underjordiska eller undervattenskablar i AC -överföringsapplikationer gäller också för AC -luftledningar, även om det är mycket mindre. För en lång växelströmsledning kan dock strömmen som flödar bara för att ladda ledningskapacitansen vara betydande, och detta minskar ledningens förmåga att bära användbar ström till lasten vid den avlägsna änden. En annan faktor som minskar användbar strömförande förmåga hos AC-ledningar är hudeffekten , vilket orsakar en ojämn fördelning av ström över ledarens tvärsnittsarea. Ledare för transmissionsledningar som arbetar med likström lider inte av några begränsningar. Därför kan en given ledare för samma ledarförluster (eller värmeeffekt) bära mer effekt till lasten när den arbetar med HVDC än AC.

Slutligen, beroende på miljöförhållandena och prestanda för luftledningsisolering som arbetar med HVDC, kan det vara möjligt för en given överföringsledning att arbeta med en konstant HVDC -spänning som är ungefär densamma som den högsta växelspänning för vilken den är konstruerad och isolerad. Effekten som levereras i ett växelströmssystem definieras av rotmedeltorget (RMS) för en växelspänning, men RMS är bara cirka 71% av toppspänningen. Om HVDC -ledningen därför kan fungera kontinuerligt med en HVDC -spänning som är densamma som toppspänningen för AC -ekvivalentledningen, då för en given ström (där HVDC -ström är densamma som RMS -strömmen i AC -ledningen), kommer kraftöverföringskapacitet vid drift med HVDC är cirka 40% högre än kapaciteten vid drift med AC.

Asynkrona anslutningar

Eftersom HVDC tillåter kraftöverföring mellan osynkroniserade AC -distributionssystem kan det bidra till att öka systemstabiliteten genom att förhindra att kaskadfel sprider sig från en del av ett bredare kraftöverföringsnät till ett annat. Förändringar i belastning som skulle få delar av ett AC -nät att bli osynkroniserade och separera skulle inte på samma sätt påverka en DC -länk, och kraftflödet genom DC -länken tenderar att stabilisera AC -nätet. Storleken och riktningen för effektflödet genom en DC -länk kan styras direkt och ändras efter behov för att stödja AC -nät i vardera änden av DC -länken. Detta har fått många kraftsystemsoperatörer att överväga en bredare användning av HVDC -teknik enbart för stabilitetsfördelarna.

Nackdelar

Nackdelarna med HVDC är i konvertering, omkoppling, kontroll, tillgänglighet och underhåll.

HVDC är mindre pålitlig och har lägre tillgänglighet än växelströmssystem, främst på grund av den extra konverteringsutrustningen. Enpoliga system har en tillgänglighet på cirka 98,5%, med ungefär en tredjedel av driftstoppet oplanerat på grund av fel. Fel-toleranta bipoliga system ger hög tillgänglighet för 50% av länkkapaciteten, men tillgängligheten för hela kapaciteten är cirka 97% till 98%.

De nödvändiga omvandlingsstationerna är dyra och har begränsad överbelastningskapacitet. Vid mindre överföringsavstånd kan förlusterna i omvandlarstationerna vara större än i en växelströmsöverföringsledning för samma sträcka. Kostnaden för omvandlarna får inte kompenseras av minskningar av linjekonstruktionskostnader och lägre linjeförlust.

Att driva ett HVDC -system kräver att många reservdelar förvaras, ofta uteslutande för ett system, eftersom HVDC -system är mindre standardiserade än AC -system och tekniken förändras snabbare.

I motsats till AC-system är realiseringen av flerterminalsystem komplexa (särskilt med linjekommuterade omvandlare), liksom att utöka befintliga system till flerterminalsystem. Att styra effektflödet i ett flerterminal DC-system kräver god kommunikation mellan alla terminaler; effektflödet måste aktivt regleras av omvandlarstyrsystemet istället för att förlita sig på de inneboende impedans- och fasvinkelegenskaperna hos en växelströmsledning. Multiterminalsystem är sällsynta. Från och med 2012 är bara två i drift: Hydro Québec - New England -överföringen mellan Radisson, Sandy Pond och Nicolet och länken Sardinien – fastlandet Italien som modifierades 1989 för att även ge ström till ön Korsika .

Högspännings DC-brytare

HVDC -brytare är svåra att bygga på grund av ljusbågar : under växelström växlar spänningen och korsar noll volt dussintals gånger i sekunden. En AC-båge kommer att "slockna själv" vid en av dessa nollkorsningspunkter, eftersom det inte kan finnas en båge där det inte finns någon potentialskillnad. DC kommer aldrig att korsa noll volt och aldrig självslockna, så bågavstånd och varaktighet är mycket större med DC än samma spänning AC. Det betyder att någon mekanism måste ingå i effektbrytaren för att tvinga strömmen till noll och släcka ljusbågen, annars skulle ljusbågar och kontaktslitage vara för stora för att möjliggöra tillförlitlig omkoppling.

I november 2012 tillkännagav ABB utvecklingen av världens första ultrasnabba HVDC -brytare. Mekaniska brytare är för långsamma för användning i HVDC -nät, även om de har använts i flera år i andra applikationer. Å andra sidan är halvledarbrytare tillräckligt snabba men har ett högt motstånd när de leder, slösar bort energi och genererar värme vid normal drift. ABB -brytaren kombinerar halvledare och mekaniska brytare för att producera en "hybridbrytare" med både snabb brytningstid och lågt motstånd vid normal drift.

Hybridbrytaren är baserad på en konventionell halvledarbrytare ("huvudbrytaren"), med den karakteristiska snabba bryttiden, full spänning och strömtolerans men också det karakteristiska motståndet vid ledning. Denna huvudbrytare är placerad parallellt med en "lastkommutator": en liten halvledarbrytare ("lastkommutationsomkopplaren") i serie med en snabb mekanisk omkopplare ("den ultrasnabba frånskiljaren"). Medan ingen av delarna i lastkommutatorn kan bryta hela spänningen i ledningen, kan lastkommutatorn säkert bära den normala driftströmmen med lägre resistiva förluster än huvudbrytaren. Slutligen finns det en långsam mekanisk omkopplare för att helt koppla bort ledningen. Den kan inte öppnas när ledningen är strömförande, men kommer att koppla bort ledningen helt utan strömläckage och ingen värmeproduktion. Vid normal drift stängs alla omkopplare (på) och de flesta strömmen flödar genom lågmotståndskommutatorn istället för huvudbrytaren med högre motstånd.

När frånkoppling krävs är det första steget att koppla loss lastkommutatorn: halvspänningsbrytaren för lågspänning öppnas och detta leder nästan all ström genom huvudbrytaren. Huvudbrytaren leder fortfarande, så lastkommutatorn ser inte hela spänningen på ledningen, bara spänningsfallet som orsakas av att högspänningens huvudbrytare inte är en perfekt ledare. Eftersom lastkommuteringsomkopplaren är öppen utsätts den ultrasnabba frånskiljaren inte för hög ström och kan öppnas utan att skadas av ljusbågar. Den mekaniska omkopplaren öppnas, lastkommutatorn är nu helt urkopplad: ingen värme genereras i halvledaromkopplaren, och inte ens hela nätspänningen kan passera genom den. All ström passerar nu genom huvudbrytaren.

Nu öppnas huvudbrytaren och bryter strömmen. Detta sänker strömmen till nära noll, men ökar spänningen över huvudbrytaren och lastkommutatorn till nästan hela nätspänningen. Hade lastkommuteringsomkopplaren inte kopplats bort mekaniskt tidigare, skulle denna spänning skada den. Eftersom huvudbrytaren är en halvledarbrytare, bryter den nästan all ström, men inte allt, så för att utföra den slutliga isoleringen kopplar en långsam mekanisk omkopplare bort linjen. Eftersom nästan all ström blockeras av huvudbrytaren kan den öppnas utan skador.

Kostar

I allmänhet anger leverantörer av HVDC -system, som Alstom , Siemens och ABB , inte kostnadsdetaljer för specifika projekt. Det kan betraktas som ett kommersiellt ärende mellan leverantören och klienten.

Kostnaderna varierar kraftigt beroende på projektets specifika egenskaper (såsom effektvärde, kretslängd, overhead kontra ledningsväg, markkostnader, seismologi på plats och AC -nätverksförbättringar som krävs vid endera terminalen). En detaljerad jämförelse av DC- och AC -överföringskostnader kan krävas i situationer där det inte finns någon klar teknisk fördel för DC, och endast ekonomiska resonemang driver valet.

Vissa utövare har dock lämnat viss information:

För en 8 GW 40 km länk som ligger under Engelska kanalen är följande ungefärliga primära utrustningskostnader för en 2000 MW 500 kV bipolär konventionell HVDC-länk (exkludera vägavgångar, förstärkningsarbeten på land, samtycke, teknik, försäkring etc. )

  • Omvandlingsstationer ~ £ 110M (~ € 120M eller $ 173.7M)
  • Undervattenskabel + installation ~ £ 1M/km (~ € 1.2M eller ~ $ 1.6M/km)

Så för en kapacitet på 8 GW mellan Storbritannien och Frankrike i fyra länkar återstår lite från £ 750 miljoner för de installerade verken. Lägg till ytterligare 200–300 miljoner pund för de andra verken beroende på ytterligare arbete på land som krävs.

Ett meddelande från april 2010 om en linje på 2 000 MW, 64 km mellan Spanien och Frankrike uppskattas till 700 miljoner euro. Detta inkluderar kostnaden för en tunnel genom Pyrenéerna.

Konverteringsprocess

Omvandlare

I hjärtat av en HVDC -omvandlarstation kallas den utrustning som utför konverteringen mellan AC och DC som omvandlare . Nästan alla HVDC -omvandlare kan inneboende konvertera från AC till DC ( rättelse ) och från DC till AC ( inversion ), men i många HVDC -system är systemet som helhet optimerat för effektflöde i endast en riktning. Oavsett hur själva omvandlaren är konstruerad kallas stationen som arbetar (vid en viss tid) med effektflöde från AC till DC som likriktare och stationen som arbetar med effektflöde från DC till AC kallas för den växelriktaren .

Tidiga HVDC -system använde elektromekanisk omvandling (Thury -systemet) men alla HVDC -system som byggdes sedan 1940 -talet har använt elektroniska (statiska) omvandlare. Elektroniska omvandlare för HVDC är indelade i två huvudkategorier:

  • Line-commutated converters (LCC)
  • Omvandlare med spänning eller strömkällomvandlare.

Linjekommuterade omvandlare

De flesta av HVDC-systemen som används idag är baserade på linjekommuterade omvandlare.

Den grundläggande LCC-konfigurationen använder en trefasbrygglikriktare eller sexpulsbrygga , som innehåller sex elektroniska omkopplare, som var och en ansluter en av de tre faserna till en av de två likströmsskenorna. Ett komplett kopplingselement kallas vanligtvis en ventil , oavsett dess konstruktion. Men med en fasförändring bara var 60 ° produceras betydande harmonisk distorsion vid både DC- och AC -terminalerna när detta arrangemang används.

En tolvpuls brygglikriktare

En förbättring av detta arrangemang använder 12 ventiler i en tolvpulsbrygga . AC: n delas upp i två separata trefasmatningar före transformering. En av uppsättningarna leveranser konfigureras sedan för att ha en stjärna (wye) sekundär, den andra en deltasekundär, som fastställer en fasskillnad på 30 ° mellan de två uppsättningarna av tre faser. Med tolv ventiler som ansluter var och en av de två uppsättningarna av tre faser till de två likströmsskenorna sker en fasändring var 30: e °, och övertoner reduceras avsevärt. Av denna anledning har tolvpulssystemet blivit standard på de flesta linjekommuterade HVDC-system som byggts sedan 1970-talet.

Med linjekommuterade omvandlare har omvandlaren bara en frihetsgrad - tändvinkeln , som representerar tidsfördröjningen mellan spänningen över en ventil som blir positiv (vid vilken tidpunkt ventilen skulle börja leda om den gjordes av dioder) och tyristorer slås på. Omvandlarens DC -utspänning blir stadigt mindre positiv när eldningsvinkeln ökas: avfyrningsvinklar på upp till 90 ° motsvarar rättelse och resulterar i positiva likspänningar, medan avfyrningsvinklar över 90 ° motsvarar inversion och resulterar i negativa likspänningar . Den praktiska övre gränsen för skjutvinkeln är cirka 150–160 ° eftersom ventilen ovanför detta skulle ha otillräcklig avstängningstid .

Tidiga LCC-system använde kvicksilverbågsventiler , som var robusta men krävde högt underhåll. På grund av detta byggdes många HVDC-system med kvicksilverbågar med bypass-ställverk över varje sexpulsbrygga så att HVDC-systemet kunde drivas i sexpulsläge för korta underhållsperioder. Det sista kvicksilverbågssystemet stängdes av 2012.

Den tyristor ventil användes först i HVDC-system 1972. tyristorn är en solid-state halvledaranordning liknande den diod , men med en extra styrterminal som används för att slå på enheten vid ett visst ögonblick under AC-cykeln. Eftersom spänningarna i HVDC -system, upp till 800 kV i vissa fall, långt överstiger nedbrytningsspänningarna för de använda tyristorerna, är HVDC -tyristorventiler byggda med ett stort antal tyristorer i serie. Ytterligare passiva komponenter såsom klassificering kondensatorer och resistorer måste vara ansluten parallellt med varje tyristor för att säkerställa att spänningen över ventilen är jämnt delad mellan tyristorerna. Tyristorn plus dess graderingskretsar och annan hjälputrustning är känd som en tyristornivå .

Tyristorventilstaplar för pol 2 på HVDC Inter-Island mellan norra och södra öarna i Nya Zeeland . Mannen längst ner ger skala till ventilernas storlek.

Varje tyristorventil kommer typiskt att innehålla tiotals eller hundratals tyristornivåer, var och en arbetar med en annan (hög) potential med avseende på jorden. Kommandoinformationen för att slå på tyristorerna kan därför inte bara skickas med en trådanslutning - den måste isoleras. Isoleringsmetoden kan vara magnetisk men är vanligtvis optisk. Två optiska metoder används: indirekt och direkt optisk trigging. I den indirekta optiska utlöser metod, lågspända styrelektroniken sända ljuspulser längs optiska fibrer till hög-side styrelektronik, som härleder sin kraft från spänningen över varje tyristor. Den alternativa direktoptiska utlösningsmetoden dispenserar det mesta av elektroniken på högsidan, istället använder man ljuspulser från styrelektroniken för att byta ljusutlösta tyristorer (LTT), även om det fortfarande kan krävas en liten övervakningselektronikenhet för skydd av ventilen.

I en linjekommuterad omvandlare kan likströmmen (vanligtvis) inte ändra riktning; den flyter genom en stor induktans och kan betraktas som nästan konstant. På AC-sidan fungerar omvandlaren ungefär som en strömkälla och injicerar både nätfrekvens och harmoniska strömmar i AC-nätet. Av denna anledning betraktas också en linjekommuterad omvandlare för HVDC som en strömkällomvandlare .

Omvandlare från spänning

Eftersom tyristorer bara kan slås på (inte av) genom kontrollåtgärder, har styrsystemet endast en grad av frihet - när tyristorn ska slås på. Detta är en viktig begränsning under vissa omständigheter.

Med vissa andra typer av halvledarenheter som den isolerade grindens bipolära transistor (IGBT) kan både påslagning och avstängning styras, vilket ger en andra grad av frihet. Som ett resultat kan de användas för att göra självkommuterade omvandlare . I sådana omvandlare är DC -spänningens polaritet vanligtvis fixerad och likspänningen, som utjämnas med en stor kapacitans, kan anses vara konstant. Av denna anledning brukar en HVDC -omvandlare som använder IGBT kallas en spänningsomvandlare . Den extra styrbarheten ger många fördelar, särskilt möjligheten att slå på och stänga av IGBT flera gånger per cykel för att förbättra den harmoniska prestandan. Omvandlaren är självkommuterad och förlitar sig inte längre på synkrona maskiner i AC-systemet för dess drift. En spänningsomvandlare kan därför mata ström till ett AC -nät som endast består av passiva laster, något som är omöjligt med LCC HVDC.

HVDC-system baserade på omvandlare med spänning använder normalt sexpulsanslutningen eftersom omvandlaren producerar mycket mindre harmonisk distorsion än en jämförbar LCC och tolvpulsanslutningen är onödig.

De flesta VSC HVDC-system som byggdes fram till 2012 baserades på tvånivåomvandlaren , som kan ses som en sexpulsbrygga där tyristorerna har ersatts av IGBT: er med invers-parallella dioder, och DC-utjämningsreaktorerna har bytts ut med likströmskondensatorer. Sådana omvandlare härleder sitt namn från de diskreta två spänningsnivåerna vid AC -utgången för varje fas som motsvarar de elektriska potentialerna hos de positiva och negativa DC -terminalerna. Pulsbreddsmodulering (PWM) används vanligtvis för att förbättra omvandlarens harmoniska distorsion.

Vissa HVDC -system har byggts med tre nivåomvandlare , men idag byggs de flesta nya VSC HVDC -systemen med någon form av flernivåomvandlare , oftast den modulära flernivåomvandlaren (MMC), där varje ventil består av ett antal oberoende omvandlarundermoduler , var och en innehåller sin egen lagringskondensator. IGBT: erna i varje delmodul går antingen förbi kondensatorn eller ansluter den till kretsen, så att ventilen kan syntetisera en stegad spänning med mycket låga nivåer av harmonisk distorsion.

Omvandlare

En enfas, trelindad transformator. De långa ventillindade bussningarna, som skjuter ut genom ventilhallen , visas till vänster. Linjelindningsbussningen skjuter vertikalt uppåt i mitten-höger

På växelströmssidan av varje omvandlare isolerar en bank med transformatorer, ofta tre fysiskt separerade enfas-transformatorer, stationen från växelströmsspänningen, för att ge en lokal jord och för att säkerställa korrekt eventuell likspänning. Utsignalen från dessa transformatorer ansluts sedan till omvandlaren.

Konverterstransformatorer för LCC HVDC -system är ganska specialiserade på grund av de höga nivåerna av harmoniska strömmar som flyter genom dem, och eftersom den sekundära lindningsisoleringen upplever en permanent likspänning, vilket påverkar konstruktionen av isoleringsstrukturen (ventilsidan kräver mer solid isolering) inuti tanken. I LCC -system måste transformatorerna också tillhandahålla fasskiftet på 30 ° som behövs för harmonisk avbrytning.

Omvandlare för VSC HVDC -system är vanligtvis enklare och mer konventionella än de för LCC HVDC -system.

Responsiv kraft

En stor nackdel med HVDC-system som använder linjekommuterade omvandlare är att omvandlarna i sig förbrukar reaktiv effekt . AC-strömmen som flyter in i konvertern från växelströmssystemet ligger efter växelspänningen, så att, oberoende av riktningen av aktiva effektflödet, omvandlaren absorberar alltid reaktiv effekt, beter sig på samma sätt som en shunt reaktor . Den reaktiva effekten som absorberas är minst 0,5 Mvar/MW under idealiska förhållanden och kan vara högre än detta när omvandlaren arbetar vid högre än vanligt avfyrnings- eller utrotningsvinkel eller reducerad likspänning.

Fastän vid HVDC riktarstationer anslutna direkt till kraftverk en del av den reaktiva effekten kan tillhandahållas av generatorerna själva, i de flesta fall den reaktiva effekt som förbrukas av omvandlaren måste tillhandahållas av banker av shunt- kondensatorer anslutna vid växelströmsanslutningarna hos omvandlaren. Shuntkondensatorerna är vanligtvis anslutna direkt till nätspänningen men kan i vissa fall anslutas till en lägre spänning via en tertiärlindning på omvandlartransformatorn.

Eftersom den förbrukade reaktiva effekten beror på den aktiva effekten som överförs måste shuntkondensatorerna vanligtvis delas upp i ett antal omkopplingsbara banker (vanligtvis fyra per omvandlare) för att förhindra att ett överskott av reaktiv effekt genereras vid låg överförd effekt.

Shuntkondensatorerna är nästan alltid försedda med avstämningsreaktorer och vid behov dämpningsmotstånd så att de kan spela en dubbel roll som harmoniska filter.

Spänningskällomvandlare kan å andra sidan antingen producera eller förbruka reaktiv effekt vid behov, vilket resulterar i att vanligtvis inga separata shuntkondensatorer behövs (andra än de som krävs rent för filtrering).

Övertoner och filtrering

Alla kraftelektroniska omvandlare genererar en viss grad av harmonisk distorsion på de AC- och DC -system som de är anslutna till, och HVDC -omvandlare är inget undantag.

Med den nyligen utvecklade modulära multilevel-omvandlaren (MMC) kan nivåer av harmonisk distorsion vara praktiskt taget försumbar, men med linjekommuterade omvandlare och enklare typer av spänningskällomvandlare kan betydande harmonisk distorsion uppstå på både AC- och DC-sidorna på omvandlare. Som ett resultat krävs harmoniska filter nästan alltid vid växelströmsterminalerna hos sådana omvandlare, och i HVDC -överföringssystem som använder luftledningar kan det också krävas på likströmssidan.

Filter för linjekommuterade omvandlare

Den grundläggande byggstenen för en linjekommuterad HVDC-omvandlare är sexpulsbryggan . Detta arrangemang ger mycket höga nivåer av harmonisk distorsion genom att fungera som en strömkälla som injicerar harmoniska strömmar av ordning 6n ± 1 i AC -systemet och genererar harmoniska spänningar av ordning 6n överlagrade på likspänningen.

Det är mycket kostsamt att tillhandahålla harmoniska filter som kan undertrycka sådana övertoner, så en variant som kallas tolvpulsbryggan (bestående av två sexpulsbroar i serie med ett 30 ° fasskift mellan dem) används nästan alltid. Med tolvpulsarrangemanget produceras fortfarande övertoner men endast vid beställningar 12n ± 1 på AC-sidan och 12n på DC-sidan. Uppgiften att undertrycka sådana övertoner är fortfarande utmanande, men hanterbar.

Linjekommuterade omvandlare för HVDC är vanligtvis försedda med kombinationer av harmoniska filter utformade för att hantera 11: e och 13: e övertonerna på AC-sidan och 12: e harmoniska på DC-sidan. Ibland kan högpassfilter tillhandahållas för att hantera 23: e, 25: e, 35: e, 37: e ... på AC-sidan och 24: e, 36: e ... på DC-sidan. Ibland kan AC-filtren också behöva ge dämpning vid lägre ordning, icke-karaktäristiska övertoner som 3: e eller 5: e övertoner.

Uppgiften att utforma harmoniska växelströmsfilter för HVDC -omvandlarstationer är komplex och beräkningskrävande, eftersom det förutom att säkerställa att omvandlaren inte producerar en oacceptabel nivå av spänningsförvrängning på växelsystemet måste säkerställas att de övertonsfiltren inte ger resonans med någon komponent någon annanstans i AC -systemet. En detaljerad kunskap om AC -systemets harmoniska impedans , vid ett brett frekvensområde, behövs för att utforma AC -filtren.

DC -filter krävs endast för HVDC -överföringssystem som innefattar luftledningar. Spänningsförvrängning är inte ett problem i sig, eftersom konsumenterna inte ansluter direkt till systemets DC -terminaler, så det huvudsakliga designkriteriet för DC -filtren är att se till att de harmoniska strömmarna som flödar i DC -ledningarna inte orsakar störningar i närliggande öppna telefonlinjer . Med ökningen av digitala mobila telekommunikationssystem , som är mycket mindre mottagliga för störningar, blir DC -filter mindre viktiga för HVDC -system.

Filter för omvandlare med spänning

Vissa typer av spänningsomvandlare kan producera så låga nivåer av harmonisk distorsion att inga filter behövs alls. Emellertid omvandlare typer såsom den två-nivå -omvandlare, som används med pulsbreddsmodulering (PWM), kräver fortfarande viss filtrering, om än mindre än den nätkommuterade strömriktarsystem.

Med sådana omvandlare förskjuts i allmänhet det harmoniska spektrumet till högre frekvenser än med linjekommuterade omvandlare. Detta gör att filterutrustningen vanligtvis blir mindre. De dominerande harmoniska frekvenserna är sidband till PWM -frekvensen och multiplar därav. I HVDC -applikationer är PWM -frekvensen vanligtvis cirka 1 till 2 kHz.

Konfigurationer

Monopol

Blockdiagram över ett monopolsystem med jordåtergång

I en monopolskonfiguration är en av likriktarens terminaler ansluten till jord. Den andra terminalen, vid högspänning i förhållande till jord, är ansluten till en överföringsledning. Den jordade terminalen kan anslutas till motsvarande anslutning vid inverteringsstationen med hjälp av en andra ledare.

Om ingen metallisk returledare är installerad flyter ström i jorden (eller vattnet) mellan två elektroder. Detta arrangemang är en typ av entrådigt jordretursystem .

Elektroderna är vanligtvis placerade några tiotals kilometer från stationerna och är anslutna till stationerna via en medelspänningsledning . Utformningen av själva elektroderna beror på om de är belägna på land, på stranden eller till sjöss. För den monopolära konfigurationen med jordåtergång är jordströmmen enkelriktad, vilket innebär att konstruktionen av en av elektroderna ( katoden ) kan vara relativt enkel, även om utformningen av anodelektroden är ganska komplex.

För långdistansöverföring kan jordavkastning vara betydligt billigare än alternativ med en dedikerad nolledare, men det kan leda till problem som:

  • Elektrokemisk korrosion av långt nedgrävda metallföremål som rörledningar
  • Jordvattenelektroder under havsvatten i havsvatten kan producera klor eller på annat sätt påverka vattenkemin.
  • En obalanserad strömbana kan resultera i en netto magnetfält, vilket kan påverka magnetiska navigations kompasser för fartyg som passerar över en undervattenskabel.

Dessa effekter kan elimineras med installation av en metallisk returledare mellan de två ändarna av den monopolära transmissionsledningen. Eftersom en terminal på omvandlarna är ansluten till jord behöver returledaren inte vara isolerad för hela överföringsspänningen vilket gör den billigare än högspänningsledaren. Beslutet om en metallisk returledare ska användas eller inte är baserat på ekonomiska, tekniska och miljömässiga faktorer.

Moderna monopolära system för rena luftledningar bär typiskt 1,5 GW. Om jord- eller undervattenskablar används är det typiska värdet 600 MW.

De flesta monopolära system är konstruerade för framtida bipolär expansion. Transmissionsledningstornen kan vara konstruerade för att bära två ledare, även om endast en används initialt för monopolöverföringssystemet. Den andra ledaren är antingen oanvänd, används som elektrodledning eller är ansluten parallellt med den andra (som i fallet med Baltic Cable ).

Symmetrisk monopol

Ett alternativ är att använda två högspänningsledare, som arbetar vid ungefär hälften av likspänningen, med bara en enda omvandlare i varje ände. I detta arrangemang, känt som den symmetriska monopolen , jordas omvandlarna endast via en hög impedans och det finns ingen jordström. Det symmetriska monopolarrangemanget är ovanligt med linjekommuterade omvandlare ( NorNed- anslutningen är ett sällsynt exempel) men är mycket vanligt med spänningskällomvandlare när kablar används.

Bipolär

Blockdiagram över ett bipolärt system som också har en jordavkastning

Vid bipolär överföring används ett par ledare, var och en med hög potential med avseende på jord, i motsatt polaritet. Eftersom dessa ledare måste isoleras för full spänning är överföringsledningskostnaden högre än en monopol med en returledare. Det finns dock ett antal fördelar med bipolär transmission som kan göra det till ett attraktivt alternativ.

  • Under normal belastning flödar försumbar jordström, som vid monopolär transmission med metallisk jordåtergång. Detta minskar jordförlustförluster och miljöeffekter.
  • När ett fel uppstår i en linje, med jordreturelektroder installerade i varje ände av linjen, kan ungefär hälften av märkeffekten fortsätta att flöda med jorden som en returväg, som fungerar i monopolärt läge.
  • Eftersom för en given total effektnivå varje ledare på en bipolär linje endast bär halva strömmen av monopolära ledningar, reduceras kostnaden för den andra ledaren jämfört med en monopolär linje med samma märkning.
  • I mycket ogynnsam terräng kan den andra ledaren transporteras på en oberoende uppsättning överföringstorn, så att viss kraft kan fortsätta att överföras även om en linje skadas.

Ett bipolärt system kan också installeras med en metallisk jordledare.

Bipolära system kan bära upp till 4 GW vid spänningar på ± 660 kV med en enda omvandlare per pol, som på Ningdong – Shandong -projektet i Kina. Med en effekt på 2000 MW per tolvpulsomvandlare var omvandlarna för det projektet (från 2010) de mest kraftfulla HVDC-omvandlare som någonsin byggts. Ännu högre krafter kan uppnås genom att ansluta två eller flera tolvpulsomvandlare i serie i varje pol, som används i ± 800 kV Xiangjiaba – Shanghai- projektet i Kina, som använder två tolvpulsomvandlarbroar i varje pol, var och en märkt vid 400 kV DC och 1600 MW.

Ubåtskabelinstallationer som ursprungligen beställdes som monopol kan uppgraderas med ytterligare kablar och drivas som en bipol.

Ett blockschema över ett bipolärt HVDC-överföringssystem, mellan två stationer betecknade A och B. AC-representerar ett växelströmsnät CON-representerar en omvandlingsventil, antingen likriktare eller inverter , TR representerar en transformator , DCTL är likströmssändningen linjeledare, är DCL en likströmsfilter induktor , BS betecknar en förbikopplingsbrytare, och PM representerar effektfaktorkorrigering och övertonsfilternäten för vid båda ändar av länken. DC-överföringsledningen kan vara mycket kort i en back-to-back-länk, eller sträcka sig hundratals miles (km) ovanför, under jorden eller under vattnet. En ledare för likströmsledningen kan ersättas med anslutningar till jord .

Ett bipolärt schema kan implementeras så att polariteten hos en eller båda polerna kan ändras. Detta tillåter operationen som två parallella monopoler. Om en ledare misslyckas kan överföringen fortfarande fortsätta med reducerad kapacitet. Förluster kan öka om markelektroder och ledningar inte är konstruerade för extra ström i detta läge. För att minska förluster i detta fall kan mellanliggande kopplingsstationer installeras, vid vilka linjesegment kan stängas av eller parallelliseras. Detta gjordes på Inga – Shaba HVDC .

Rygg mot rygg

En back-to-back-station (eller kortfattat B2B) är en anläggning där båda omvandlarna befinner sig i samma område, vanligtvis i samma byggnad. Längden på likströmsledningen hålls så kort som möjligt. HVDC back-to-back-stationer används för

DC-spänningen i mellankretsen kan väljas fritt på HVDC-back-to-back-stationer på grund av den korta ledarlängden. Likspänningen väljs vanligtvis så låg som möjligt för att bygga en liten ventilhall och för att minska antalet tyristorer som är seriekopplade i varje ventil. Av denna anledning används på HVDC back-to-back-stationer ventiler med högsta tillgängliga strömstyrka (i vissa fall upp till 4500 A).

Multi-terminal system

Den vanligaste konfigurationen av en HVDC -länk består av två omvandlingsstationer som är anslutna med en luftledning eller undervattenskabel.

Multiterminal HVDC-länkar, som ansluter mer än två punkter, är sällsynta. Konfigurationen av flera terminaler kan vara serie, parallell eller hybrid (en blandning av serier och paralleller). Parallell konfiguration tenderar att användas för stationer med stor kapacitet och serier för stationer med lägre kapacitet. Ett exempel är 2000 MW Quebec - New England Transmission -system som öppnades 1992, vilket för närvarande är det största HVDC -systemet med flera terminaler i världen.

Flerterminalsystem är svåra att förverkliga med hjälp av kommuterade linjeomvandlare eftersom omkastningar av effekt utförs genom att polariteten hos likspänningen vänds, vilket påverkar alla omvandlare som är anslutna till systemet. Med spänningskällomvandlare uppnås effektomvändning istället genom att vända strömriktningen, vilket gör parallellkopplade system med flera terminaler mycket lättare att styra. Av denna anledning förväntas flerterminalsystem bli mycket vanligare inom en snar framtid.

Kina utökar sitt nät för att hålla jämna steg med det ökade energibehovet, samtidigt som miljömålen uppnås. China Southern Power Grid startade ett pilotprojekt med tre terminaler VSC HVDC 2011. Projektet har konstruerat betyg på ± 160 kV/200 MW-100 MW-50 MW och kommer att användas för att föra vindkraft som genereras på ön Nanao till fastlandet i Guangdong nät genom 32 km kombination av HVDC -landkablar, sjökablar och luftledningar. Detta projekt togs i drift den 19 december 2013.

I Indien planeras multi-terminal Nordöstra Agra- projektet för driftsättning 2015-2017. Den är nominellt 6 000 MW och den överför effekt på en ± 800 kV bipolär linje från två omvandlingsstationer, vid Biswanath Chariali och Alipurduar , i öster till en omvandlare i Agra , ett avstånd av 1728 km.

Andra arrangemang

Cross-Skagerrak bestod sedan 1993 av 3 poler, från vilka 2 växlades parallellt och den tredje använde en motsatt polaritet med en högre överföringsspänning. Denna konfiguration slutade 2014 när polerna 1 och 2 åter byggdes om för att fungera i bipol och pol 3 (LCC) fungerar i bipol med en ny pol 4 (VSC). Detta är den första HVDC -överföringen där LCC- och VSC -polerna samarbetar i en bipol.

Ett liknande arrangemang var HVDC Inter-Island i Nya Zeeland efter en kapacitetsuppgradering 1992, där de två ursprungliga omvandlarna (med kvicksilverbågsventiler) parallellkopplade matade samma pol och en ny tredje (tyristor) omvandlare installerad med motsatt polaritet och högre driftspänning. Denna konfiguration slutade 2012 när de två gamla omvandlarna ersattes med en enda, ny tyristoromvandlare.

Ett system som patenterades 2004 är avsett för konvertering av befintliga växelströmsledningar till HVDC. Två av de tre kretsledarna drivs som en bipol. Den tredje ledaren används som en parallellmonopol, utrustad med backventiler (eller parallella ventiler anslutna i omvänd polaritet). Detta gör att tyngre strömmar kan bäras av bipolsledarna och full användning av den installerade tredje ledaren för energitransmission. Höga strömmar kan cirkulera genom ledningsledarna även när belastningsbehovet är lågt för avlägsnande av is. Från och med 2012 är inga tripole-omvandlingar i drift, även om en överföringsledning i Indien har konverterats till bipolig HVDC ( HVDC Sileru-Barsoor ).

Corona -utsläpp

Corona -urladdning är skapandet av joner i en vätska (t.ex. luft ) genom närvaron av ett starkt elektriskt fält . Elektroner slits från neutral luft, och antingen de positiva jonerna eller elektronerna lockas till ledaren medan de laddade partiklarna driver. Denna effekt kan orsaka avsevärd effektförlust, skapa hörbara och radiofrekventa störningar, generera giftiga föreningar som kväveoxider och ozon och framkalla ljusbågar.

Både AC- och DC -överföringsledningar kan generera koronor, i det förra fallet i form av oscillerande partiklar, i det senare en konstant vind. På grund av rymdladdningen som bildas runt ledarna kan ett HVDC -system ha ungefär hälften av förlusten per längdenhet för ett högspännings AC -system som bär samma mängd ström. Med monopolär överföring leder valet av polaritet för den strömförande ledaren till en viss kontroll över koronaflödet. I synnerhet kan polariteten hos de avgivna jonerna kontrolleras, vilket kan ha en miljöpåverkan på ozonbildningen. Negativa coronas genererar betydligt mer ozon än positiva coronas , och genererar det ytterligare motvind i kraftledningen, vilket skapar potential för hälsoeffekter. Användningen av en positiv spänning kommer att minska ozonpåverkan från monopoliga HVDC -kraftledningar.

Ansökningar

Översikt

Styrbarheten för ett strömflöde genom HVDC-likriktare och växelriktare, deras tillämpning vid anslutning av osynkroniserade nät och deras tillämpningar i effektiva ubåtskablar innebär att HVDC-anslutningar ofta används vid nationella eller regionala gränser för kraftutbyte (i Nordamerika, HVDC anslutningar delar mycket av Kanada och USA i flera elektriska regioner som passerar nationella gränser, även om syftet med dessa anslutningar fortfarande är att ansluta osynkroniserade AC -nät till varandra). Havsbaserade vindkraftparker kräver också undervattenskablar och deras turbiner är osynkroniserade. I mycket långväga förbindelser mellan två platser, såsom kraftöverföring från ett stort vattenkraftverk på en avlägsen plats till ett stadsområde, kan HVDC-överföringssystem lämpligt användas; flera system av detta slag har byggts. För sammankopplingar till Sibirien , Kanada , Indien och Norden i Norden, gör de minskade linjekostnaderna för HVDC det också tillämpligt, se Lista över HVDC-projekt . Andra tillämpningar noteras i hela denna artikel.

AC -nätanslutningar

Växelströmsöverföringsledningar kan endast koppla samman synkroniserade växelströmsnät med samma frekvens med gränser för den tillåtna fasskillnaden mellan linjens två ändar. Många områden som vill dela makt har osynkroniserade nätverk. Elnäten i Storbritannien , Nordeuropa och kontinentala Europa är inte förenade i ett enda synkroniserat nätverk. Japan har 50 Hz och 60 Hz nätverk. Kontinentala Nordamerika, medan de arbetar vid 60 Hz hela tiden, är indelade i regioner som är osynkroniserade: Öst , väst , Texas , Quebec och Alaska . Brasilien och Paraguay , som delar den enorma vattenkraftverket Itaipu Dam , arbetar på 60 Hz respektive 50 Hz. HVDC -system gör det dock möjligt att sammankoppla osynkroniserade AC -nät, och även lägga till möjligheten att styra AC -spänning och reaktivt effektflöde.

En generator som är ansluten till en lång växelströmsledning kan bli instabil och falla ur synkronisering med ett avlägset växelströmssystem. En HVDC -överföringslänk kan göra det ekonomiskt möjligt att använda fjärrgenereringssajter. Vindparker som ligger utanför land kan använda HVDC-system för att samla in ström från flera osynkroniserade generatorer för överföring till stranden med en undervattenskabel.

I allmänhet kommer emellertid en HVDC-kraftledning att ansluta två AC-regioner i kraftdistributionsnätet. Maskiner för att konvertera mellan växelström och likström ger en betydande kostnad för kraftöverföring. Omvandlingen från AC till DC är känd som rättelse , och från DC till AC som inversion . Över ett visst break-even-avstånd (cirka 50 km för sjökablar, och kanske 600–800 km för luftledningar), uppväger den lägre kostnaden för HVDC-elektriska ledare elektronikkostnaden.

Konverteringselektroniken ger också en möjlighet att effektivt hantera elnätet genom att styra storleken och riktningen av effektflödet. En ytterligare fördel med förekomsten av HVDC -länkar är därför potentiell ökad stabilitet i transmissionsnätet.

Förnybara elmotorvägar

Två HVDC -linjer korsar nära Wing, North Dakota .

Ett antal studier har visat de potentiella fördelarna med mycket breda området super nät baserade på HVDC eftersom de kan mildra effekterna av intermittens genom medelvärdes och utjämning utgångarna från ett stort antal geografiskt spridda vindkraftverk eller sol gårdar. Czischs studie drar slutsatsen att ett nät som täcker Europas utkanter kan ge 100% förnybar kraft (70% vind, 30% biomassa) till nära dagens priser. Det har debatterats om den tekniska genomförbarheten av detta förslag och de politiska riskerna med energitransmission över ett stort antal internationella gränser.

Byggandet av sådana gröna motorvägar förespråkas i en vitbok som släpptes av American Wind Energy Association och Solar Energy Industries Association 2009. Clean Line Energy Partners utvecklar fyra HVDC -linjer i USA för långdistanselektrisk kraftöverföring.

I januari 2009 föreslog Europeiska kommissionen 300 miljoner euro för att subventionera utvecklingen av HVDC -förbindelser mellan Irland, Storbritannien, Nederländerna, Tyskland, Danmark och Sverige, som en del av ett bredare paket på 1,2 miljarder euro som stöder förbindelser till havsbaserade vindkraftparker och korsningar -gränsförbindelser i hela Europa. Samtidigt har den nyligen grundade unionen av Medelhavsområdet anammat en Medelhavssolplan för att importera stora mängder koncentrerad solenergi till Europa från Nordafrika och Mellanöstern.

Framsteg inom UHVDC

UHVDC (ultrahögspännings likström) formar sig att vara den senaste tekniska fronten inom högspännings DC-överföringsteknik. UHVDC definieras som likspänningstransmission över 800 kV (HVDC är i allmänhet bara 100 till 800 kV).

Ett av problemen med nuvarande UHVDC -supernät är att de - även om de är mindre än växellåda eller likströmsöverföring vid lägre spänningar - fortfarande lider av strömförlust när längden förlängs. En typisk förlust för 800 kV linjer är 2,6% över 800 km. Att öka överföringsspänningen på sådana ledningar minskar effektförlusten, men tills nyligen var de förbindelser som krävs för att överbrygga segmenten oöverkomligt dyra. Men med framsteg inom tillverkningen blir det mer och mer genomförbart att bygga UHVDC -linjer.

År 2010 byggde ABB Group världens första 800 kV UHVDC i Kina. Zhundong - Wannan UHVDC -linjen med 1100 kV, 3400 km längd och 12 GW kapacitet slutfördes 2018. Från och med 2020 har minst tretton UHVDC -överföringslinjer i Kina slutförts.

Medan majoriteten av den senaste UHVDC -teknikutplaceringen sker i Kina, har den också distribuerats i Sydamerika liksom andra delar av Asien. I Indien förväntas en 1830 km, 800 kV, 6 GW linje mellan Raigarh och Pugalur vara klar 2019. I Brasilien slutade Xingu-Estreito-linjen över 2076 km med 800 kV och 4 GW 2017. Från och med 2020 , finns ingen UHVDC -linje (≥ 800 kV) i Europa eller Nordamerika.

Se även

Referenser

Vidare läsning

  • Kimbark, EW, Likströmstransmission, volym 1, Wiley Interscience, 1971.
  • Cory, BJ, Adamson, C., Ainsworth, JD, Freris, LL, Funke, B., Harris, LA, Sykes, JHM, Högspännings likströmskonverterare och system, Macdonald & Co. (publishers) Ltd, 1965.
  • D Jovcic "High Voltage Direct Current Transmission: Converters Systems and DC Grids", John Wiley & Sons, 2019.
  • K Sharifabadi, L Harnefors, HP Nee, S Norrga, R Teodorescu "Design, kontroll och tillämpning av modulära flernivåomvandlare för HVDC -överföringssystem", John Wiley & Sons, 2016.

externa länkar