Высоковольтная линия постоянного тока

Материал из Википедии — свободной энциклопедии
Перейти к: навигация, поиск

Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока (HVDC) использует для передачи электроэнергии постоянный ток, в отличие от более распространенных линий электропередач (ЛЭП) переменного тока. Высоковольтные ЛЭП постоянного тока могут оказаться более экономичными при передаче больших объёмов электроэнергии на большие расстояния. Использование постоянного тока для подводных ЛЭП позволяет избежать потерь реактивной мощности, из-за большой ёмкости кабеля неизбежно возникающих при использовании переменного тока. В определённых ситуациях ЛЭП постоянного тока могут оказаться полезными даже на коротких расстояниях, несмотря на высокую стоимость оборудования.

ЛЭП постоянного тока позволяет транспортировать электроэнергию между несинхронизированными энергосистемами переменного тока, а также помогает увеличить надёжность работы, предотвращая каскадные сбои из-за рассинхронизации фазы между отдельными частями крупной энергосистемы. ЛЭП постоянного тока также позволяет передавать электроэнергию между энергосистемами переменного тока, работающими на разной частоте, например, 50 Гц и 60 Гц. Такой способ передачи повышает стабильность работы энергосистем, так как, в случае необходимости, они могут использовать резервы энергии из несовместимых с ними энергосистем.

Современный способ передачи HVDC использует технологию, разработанную в 30-х годах XX века шведской компанией ASEA. Одни из первых систем HVDC были введены в строй в Советском Союзе в 1950 году между Москвой и городом Кашира (была использована немецкая трофейная техника Проект «Эльба»), и островом Готланд и Швецией в 1954 году, с мощностью системы 10-20 МВт.[1]

Самая длинная HVDC линия в мире в настоящее время находится в Китае и соединяет ГЭС Сянцзяба (англ.)русск. с городом Шанхай. Её длина 1980 км, мощность 6400 МВт при 800 кВ[2]. В 2013 году в Бразилии будет сдана в эксплуатацию самая длинная HVDC линия (длиной 2375 км), она будет соединять ГЭС Санто-Антонио (англ.)русск. и Жирау (англ.)русск. с городом Сан-Паулу.[3]

HVDC системы в Западной Европе. Красным отмечены существующие линии, зеленым — строящиеся, синим — предложенные. Многие из них передают электроэнергию от возобновимых источников, таких как вода и ветер.

Принцип работы[править | править вики-текст]

Как известно, мощность равна произведению напряжения на ток (P = U * I). Таким образом, увеличив напряжение можно уменьшить передаваемый по проводу ток и, как следствие, можно уменьшить сечение провода, необходимого для передачи этой мощности, что удешевит ЛЭП.

На сегодняшний день не существует способа без больших потерь изменять в широких пределах напряжение постоянного тока. Самым эффективным устройством для изменения величины напряжения является трансформатор, работающий на переменном токе. Соревнование между сторонником постоянного тока Томасом Эдисоном и переменного тока Николой Тесла и Джорджа Вестингауза, известное как «Война токов», привело к победе сторонников переменного тока. Поэтому на входе всех высоковольтных ЛЭП постоянного тока устанавливается трансформатор для повышения напряжения переменного тока и оборудование для преобразования переменного тока в постоянный, а на выходе - оборудование преобразования постоянного тока в переменный и трансформатор для понижения напряжения этого переменного тока.

Первым способом преобразования больших мощностей из постоянного тока в переменный и обратно была система генератор-двигатель, разработанная швейцарским инженером Рене Тюри (Rene Thury). Простыми словами, на входе ЛЭП двигатель переменного тока вращает генератор постоянного тока, а на выходе - двигатель постоянного тока вращает генератор переменного тока. Такая система имела довольно низкий КПД и низкую надёжность.

Практическое применение ЛЭП постоянного тока стало возможным только с появлением мощного дугового электроприбора под названием ртутный (англ.)русск. вентиль.

Позднее появились мощные полупроводниковые приборы - тиристоры, биполярные транзисторы с изолированным затвором (IGBT), мощные полевые транзисторы с изолированным затвором (MOSFET) и запираемые тиристоры (GTO).

История высоковольтных ЛЭП постоянного тока[править | править вики-текст]

HVDC в 1971: этот 150 кВ ртутный вентиль преобразовывал переменное напряжение для передачи в отдаленные города от гидрогенераторов Манитобы.

Первая ЛЭП постоянного тока для передачи электроэнергии на большое расстояние была запущена в 1882 году на линии Мисбах-Мюнхен. Она передавала энергию от вращаемого паровой машиной генератора постоянного тока на печь стекольного завода. Передаваемая мощность составляла всего 2,5 кВт и на линии не было преобразователей постоянного тока в переменный.

Первая ЛЭП, использующая разработанный швейцарским инженером Рене Тюри (Rene Thury) метод преобразования токов генератор-двигатель, была построена в 1889 году в Италии компанией Acquedotto de Ferrari-Galliera. Для увеличения напряжения пары генератор-двигатель были соединены последовательно. Каждая группа была изолирована от земли и приводилась в движение основным двигателем. Линия работала на постоянном токе, с напряжением до 5000 В на каждой машине, некоторые машины имели двойные коммутаторы для уменьшения напряжения на каждом коммутаторе. Эта система передавала мощность 630 кВт на постоянном напряжении 14 кВ на расстояние 120 км.[4][5]

По ЛЭП Moutiers-Lyon передавалась вырабатываемая ГЭС мощность 8600 кВт на расстояние 124 мили, включая 6 миль подземного кабеля. Для преобразования тока использовались восемь последовательно соединенных генераторов с двойными коммутаторами, выдававшими на выходе напряжение в 150 кВ. Эта линия работала примерно с 1906 по 1936 гг.

К 1913 году в мире действовало пятнадцать ЛЭП системы Тюри[6], работавших на постоянном напряжении 100 кВ, которые использовались до 1930-х, но вращающиеся электрические машины были ненадёжны, дороги в обслуживании и имели низкий КПД. В первой половине 20-го столетия были опробованы и другие электромеханические устройства, но они не получили широкого распространения. [7]

Для преобразования высокого постоянного напряжения в низкое было предложено сначала заряжать последовательно соединенные аккумуляторы, а затем подключать их параллельно и подсоединять к потребителю.[8] В начале XX века существовало, как минимум, две ЛЭП постоянного тока, использовавших этот принцип, но дальнейшего развития эта технология не получила из-за ограниченной ёмкости аккумуляторов, неэффективного цикла заряда/разряда и трудностей переключения между последовательным и параллельным соединением.

В период с 1920 по 1940 гг. для преобразования тока использовались ртутные вентили. В 1932 г. Дженерал Электрик применила в Mechanicville, Нью-Йорк ртутные вентили на ЛЭП постоянного тока напряжением 12 кВ, которая также использовалась для преобразования генерируемого переменного тока частотой 40 Гц в переменный ток нагрузки частотой 60 Гц. В 1941 г. была разработана 115-километровая подземная кабельная линия, мощностью 60 МВт, напряжением +/-200 кВ, для города Берлина, использовавшая ртутные вентили (Проект Эльба), но вследствие краха Третьего Рейха в 1945 проект не был завершен.[9] Использование кабеля объяснялось тем, что во время военного времени подземный кабель будет менее заметной целью бомбардировок. Оборудование перешло Советскому Союзу и было введено в эксплуатацию в 1950 году.[10]

Дальнейшее использование ртутных вентилей в 1954 г. положило начало современным высоковольтным ЛЭП постоянного тока. Первая такая ЛЭП была создана компанией ASEA между материковой Швецией и островом Готланд. Ртутные вентили использовались на всех ЛЭП, строившихся до 1975 г., но позднее были вытеснены полупроводниковыми приборами. С 1975 по 2000 гг. для преобразования тока широко применялись тиристоры, которые сейчас активно вытесняются транзисторами.[11] С переходом на более надёжные полупроводниковые приборы были проложены десятки подводных высоковольтных ЛЭП постоянного тока.

На данный момент в мире осталось всего две ЛЭП с преобразователями на ртутных вентилях, все остальные были демонтированы или заменены преобразователями на тиристорах. Ртутные вентили используются на ЛЭП между Северным и Южным островами Новой Зеландии и ЛЭП Vancouver Island в Канаде.

Преимущества высоковольтных ЛЭП постоянного тока по сравнению с ЛЭП переменного тока[править | править вики-текст]

Основным преимуществом высоковольтных ЛЭП постоянного тока является возможность передавать большие объёмы электроэнергии на большие расстояния с меньшими потерями, чем у ЛЭП переменного тока. В зависимости от напряжения линии и способа преобразования тока потери могут быть снижены до 3% на 1000 км. Передача энергии по высоковольтной ЛЭП постоянного тока позволяет эффективно использовать источники электроэнергии, удаленные от энергоузлов нагрузки.

В ряде случаев высоковольтная ЛЭП постоянного тока более эффективна, чем ЛЭП переменного тока:

  • При передаче энергии по подводному кабелю, который имеет довольно высокую ёмкость, приводящую при использовании переменного тока к потерям на реактивную мощность (например, 250 км линия Baltic Cable между Швецией и Германией [12])).
  • Передача энергии в энергосистеме напрямую от электростанции к потребителю, без дополнительных 'отводов', например, в удаленные районы.
  • Увеличение пропускной способности существующей энергосистемы в случаях, когда установить дополнительные ЛЭП переменного тока сложно или слишком дорого.
  • Передача энергии и стабилизация между несинхронизированными энергосистемами переменного тока.
  • Присоединение удаленной электрической станции к энергосистеме, например, линия Nelson River Bipole.
  • Уменьшение стоимости линии за счет уменьшения количества проводников. Кроме того, могут использоваться более тонкие проводники, так как HVDC не подвержен поверхностному эффекту.
  • Упрощается передача энергии между энергосистемами, использующими разные стандарты напряжения и частоты переменного тока.
  • Синхронизация с сетью переменного тока энергии, производимой возобновляемыми источниками энергии.

Длинные подводные кабели имеют высокую емкость. В то время как этот факт имеет минимальную роль для передачи электроэнергии на постоянном токе, переменный ток приводит к зарядке и разрядке емкости кабеля, вызывая дополнительные потери мощности. Кроме того, мощность переменного тока расходуется на диэлектрические потери.

Высоковольтная ЛЭП постоянного тока может передавать большую мощность по проводнику, так как для данной номинальной мощности постоянное напряжение в линии постоянного тока ниже, чем амплитудное напряжение в линии переменного тока. Мощность переменного тока определяет действующее значение напряжения, но оно составляет только приблизительно 71% максимального амплитудного напряжения, которое и определяет фактическую толщину изоляции и расстояние между проводниками. Поскольку у линии постоянного тока действующее значение напряжения равно амплитудному, становится возможным передавать на 41% больше мощности по существующей линии электропередачи с проводниками и изоляцией того же размера, что на переменном токе, что снижает затраты.

Поскольку высоковольтная ЛЭП постоянного тока допускает передачу энергии между несинхронизированными распределительными системами переменного тока, это позволяет увеличить устойчивость системы, препятствуя каскадному распространению аварии с одной части энергосистемы на другую. Изменения в нагрузке, приводящие с десинхронизации отдельных частей электрической сети переменного тока, не будут затрагивать линию постоянного тока, и переток мощности через линию постоянного тока будет стабилизировать электрическую сеть переменного тока. Величину и направление перетока мощности через линию постоянного тока можно непосредственно регулировать и изменять для поддержания необходимого состояния электрических сетей переменного тока с обоих концов линии постоянного тока.

Недостатки[править | править вики-текст]

Основным недостатком высоковольтной ЛЭП постоянного тока является необходимость преобразования типа тока из переменного в постоянный и обратно. Используемые для этого устройства требуют дорогостоящего ЗИП, так как, фактически, являются уникальными для каждой линии.

Преобразователи тока дороги и имеют ограниченную перегрузочную способность. На малых расстояниях потери в преобразователях могут быть больше чем в аналогичной по мощности ЛЭП переменного тока.

В отличие от ЛЭП переменного тока, реализация мультитерминальных ЛЭП постоянного тока крайне сложна, так как требует расширения существующих схем до мультитерминальных. Управление перетоком мощности в мультитерминальной системе постоянного тока требует наличия хорошей связи между всеми потребителями. Выключатели цепей постоянного тока высокого напряжения имеют более сложное устройство, так как перед размыканием контактов нужно уменьшить ток в цепи до нуля, иначе образуется электрическая дуга, приводящая к чрезмерному износу контактов. Разветвлённые линии редки. Одна из них работает в системе Hydro Quebec — New England от Radisson к Sandy Pond. [13] Другая система — линия соединяющая Сардинию и материковую Италию, которая была изменена в 1989, чтобы обеспечивать мощностью остров Корсика. [14]

Стоимость HVDC передачи[править | править вики-текст]

Обычно разработчики высоковольтных ЛЭП постоянного тока, такие как Alstom Grid, Siemens и ABB не публикуют информацию о стоимости проекта, так как эти сведения составляют коммерческую тайну.

Стоимость широко меняется в зависимости от специфических особенностей проекта, таких как номинальная мощность, длина линии, воздушный или подводный способ прокладки трассы, стоимость земли, и изменение электрической сети переменного тока каждого конца линии. Может потребоваться детальное сравнение стоимости линии постоянного тока против стоимости линии переменного тока. Там где технические преимущества линии постоянного тока не играют роли, и выбор делается по экономическому сравнению вариантов.

Основываясь на некоторых проектах, можно выделить некоторую информацию о стоимости проекта ЛЭП постоянного тока:

Для 8 ГВт 40 км линии, проложенной под Ла-Маншем, приблизительные затраты на первичное оборудование для биполярной HVDC линии на 500 кВ мощностью 2000 МВт (исключая подъездные пути, береговые работы, согласование, технику, страхование, и т. д.) составили: преобразовательные станции — ~£110M, подводный кабель + монтаж — ~£1M/km.

Так, для четырехлинейной ЛЭП между Англией и Францией мощностью 8 ГВт, стоимость установочных работ составила немного более £750M. Также £200-300M были израсходованы на дополнительные береговые работы. [15]

Выпрямление и инвертирование[править | править вики-текст]

Составляющие[править | править вики-текст]

Два из трех тиристорных комплектов вентилей, использованных для передачи мощности на большое расстояния от дамбы в Манитобе

Ранее в линии HVDC использовали ртутные выпрямители, которые были ненадёжны. Два устройства HVDC, использующие ртутные выпрямители, всё ещё в процессе эксплуатации (на 2008). Тиристоры были впервые использованы в устройствах HVDC в 1960-х. Тиристор — полупроводниковое устройство, подобное диоду, но с дополнительным выводом — управляющим электродом, который используется для включения прибора в определенный момент времени. Также применяется биполярный транзистор с изолированным затвором (IGBT), который имеет лучшую управляемость и меньшую стоимость.

Поскольку напряжение в устройствах HVDC в некоторых случаях доходит до 800 кВ, превышая напряжение пробоя полупроводникового прибора, преобразователи HVDC построены с использованием большого количества последовательно соединённых полупроводниковых приборов.

Низковольтные управляющие цепи, используемые для включения и выключения тиристоров, должны быть гальванически развязаны от высоких напряжений линии электропередачи. Обычно такая развязка оптическая. В гибридной системе управления низковольтная контролирующая электроника посылает световые импульсы по оптоволокну к электронике управления высоким напряжением. Другое устройство обходится без электроники с высокой стороны, вместо этого, используя световые импульсы от управляющей электроники, непосредственно переключает фототиристоры (LTTs).

Полный переключающий элемент обычно называется вентилем, независимо от его конструкции.

Выпрямители и инверторы[править | править вики-текст]

В выпрямлении и инверсии используются по существу одни и те же агрегаты. Многие подстанции настроены таким образом, чтобы они могли работать и как выпрямители, и как инверторы. В конце линии переменного тока ряд трансформаторов, часто трех однофазных трансформаторов, развязывают преобразовательную станцию от сети переменного тока, обеспечивая заземление и гарантируя корректное постоянное напряжение. Выходы этих трансформаторов подключены к выпрямителям по мостовой схеме, сформированной большим числом вентилей. Базовая конфигурация выпрямителя содержит шесть вентилей. Схема работает с фазовым сдвигом в шестьдесят градусов, поэтому в выпрямленном напряжении содержится значительное число гармоник.

Для улучшения гармонического состава применяется схема с 12 вентилями (двенадцатиимпульсный режим). Преобразовательный трансформатор имеет две вторичные обмотки (или используются два трансформатора), одна из которых имеет соединение «звезда», а другая — «треугольник», тем самым обеспечивая сдвиг фазы в 30 градусов между напряжениями на вторичных обмотках трансформатора. К каждой из вторичных обмоток подключен выпрямительный мост содержащий 6 вентилей, выводы постоянного тока которых соединены. Тем самым обеспечивается двенадцатиимпульсный режим с лучшим гармоническим составом.

В дополнение к преобразовательным трансформаторам, наличие реактивной составляющей линии помогает фильтровать гармоники.

Типы схем[править | править вики-текст]

Монополярная[править | править вики-текст]

В монополярной схеме, один из выводов выпрямителя заземляют. Другой вывод, с электрическим потенциалом выше или ниже заземленного, связан с линией электропередачи. Заземленный вывод может или не может быть связан с соответствующим выводом преобразовательной станции посредством второго проводника.

При отсутствии второго металлического проводника, токи протекают в земле между заземленными электродами двух электростанций. Поэтому это однопроводная схема с земным возвратом. Проблемы, которые создает ток, протекающий в земле, включают:

  • Электрохимическая коррозия длинных проложенных в грунте металлических объектов, таких как трубопроводы
  • При использовании воды в качестве второго проводника, ток, протекающий в морской воде может произвести хлор или как-либо иначе затронуть водный состав.
  • Несбалансированный ток может привести к возникновению магнитного поля, которое может повлиять на магнитные навигационные компасы судов, проходящих над подводным кабелем.

Эти воздействия могут быть устранены установкой металлического обратного проводника между двумя концами монополярной линии электропередачи. Так как один из выводов преобразователей заземлен, нет необходимости в установке изоляции обратного провода на полное напряжение передачи, что делает обратный провод менее дорогостоящим, чем проводник высокого напряжения. Решение об использовании металлического обратного провода основывается на экономических, технических и экологических факторах. [16]

Современные монополярные системы воздушной сети передают примерно 1500 МВт. [17] При использовании подземного или подводного кабеля, обычное значение составляет 600 МВт.

Большинство монополярных систем разработаны для будущего расширения до биполярной схемы. Опоры линии электропередачи могут быть разработаны так, чтобы нести два проводника, даже если первоначально используется только один провод в монополярной системе. Второй проводник или не используется, или используется параллельно с другим (как в случае Baltic-Cable).

Биполярная[править | править вики-текст]

Биполярные опоры системы Baltic-Cable-HVDC в Швеции

В биполярной передаче используется пара проводников, каждый под высоким напряжением относительно земли, противоположной полярности. Так как изоляция этих проводников должна выбираться по полному напряжению, стоимость линии электропередачи выше монополярной схемы с обратным проводом. Однако, преимущества биполярной передачи делают ее более привлекательной по сравнению с монополярной. При нормальной нагрузке в земле протекают незначительные токи, как и в случае монополярной передачи с металлическим обратным проводом. Это уменьшает потери в земле и снижает экологическое воздействие. Когда короткое замыкание происходит на одной из линий биполярной системы, схема может продолжать работать на неповрежденной линии в монополярном режиме, передавая приблизительно половину номинальной мощности с использованием земли в роли обратного проводника. Так как для данной номинальной мощности по каждому проводнику биполярной линии протекает только половина тока монополярной линии, стоимость второго проводника меньше по сравнению с монополярной линией той же самой мощности. На очень неблагоприятной местности второй проводник может быть проведен на независимом наборе опор ЛЭП, чтобы при повреждении одной из линий, часть мощности передавалась потребителю.

Биполярное устройство может также быть установлено с металлическим обратным проводником.

Биполярные устройства могут передавать до 3200 МВт на напряжении +/-600 кВ. Подводная кабельная линия, первоначально сооруженная как монополярная, может быть модернизирована дополнительными кабелями и работать в биполярном режиме.

Вставка постоянного тока[править | править вики-текст]

Вставка постоянного тока является станцией, в которой и инверторы и выпрямители находятся в одном месте, обычно в одном и том же здании. Линия постоянного тока выполняется настолько короткой насколько возможно. Вставки постоянного тока используются для: соединения магистральных линий различной частоты (как в Японии) соединения двух электрических сетей той же самой номинальной частоты, но разных нефиксированных фазовых сдвигов (как до 1995/96 в коммуне Этценрихт).

Величина постоянного напряжения в промежуточной схеме вставки постоянного тока может быть выбрано свободно из-за малой длины линии. Обычно постоянное напряжение выбирают настолько низким насколько возможно, чтобы построить меньший зал для преобразователей и избежать последовательных соединений вентилей. По этой причине во вставке постоянного тока используют сильноточные вентили.

Системы с линиями электропередачи[править | править вики-текст]

Самая общая конфигурация линии HVDC это две преобразовательные станции инвертор/выпрямитель, связанные воздушной линией. Такая же конфигурация обычно используется в соединении несинхронизированных энергосистем, в передаче энергии на большие расстояния, и в случае использования подводных кабелей.

Мультитерминальная HVDC линия, соединяющая более двух пунктов, редка. Конфигурация мультитерминальной системы может быть последовательной, параллельной, или гибридной (последовательно-параллельной). Параллельная конфигурация чаще используется для передачи энергии от больших электростанций, а последовательная — от менее мощных электростанций. Например, система Quebec-New England мощностью 2000 МВт, открытая в 1992, в настоящее время является крупнейшей мультитерминальной HVDC системой в мире. [18]

Трехполярная[править | править вики-текст]

Недавно запатентованная схема (в 2004 году) предназначена для перевода существующих линий электропередачи переменного тока на HVDC. Два из трех проводников схемы работают в биполярном режиме. Третий проводник используется как параллельный монополь, оборудованный реверсными вентилями (параллельными вентилями, включенными в обратной полярности). Параллельный монополь периодически уменьшает ток от одного полюса или другого, переключая полярность на несколько минут. Без изменения полярности в системе с параллельным монополем, который был бы загружен на +/-100 % по нагреву, биполярные проводники были бы нагружены или на 137 % или на 37 %. В случае с изменяющейся полярностью, суммарный среднеквадратичный тепловой эффект такой же, как и в случае, если бы каждый из проводников работал при номинальном токе. Это позволяет пропускать большие токи по биполярным проводникам, и наиболее полно использовать третий проводник для передачи энергии. Даже когда энергопотребление низкое, высокие токи могут циркулировать по проводам линии для удаления с них льда.

Преобразование существующей линии переменного тока в трехполярную систему позволяет передавать до 80 % больше мощности при том же самом фазном напряжении с использованием той же самой линии передачи, опор и проводников. Некоторые линии переменного тока не могут быть нагружены до их теплового предела из-за проблем устойчивости системы, надежности и реактивной мощности, которые не существуют в HVDC линии.

Трехполярная система работает без обратного провода. Так как авария одного полюса преобразователя или проводника приводит только к малой потере производительности, а обратный ток, протекающий в земле, не возникает, надежность этой схемы высока, без времени, требуемого на переключение.

На 2005 не было преобразований существующих линий переменного тока в трехполярную систему, хотя линия электропередачи в Индии была преобразована в биполярную HVDC.

Коронный разряд[править | править вики-текст]

Коронный разряд — это характерная форма самостоятельного газового разряда, возникающего в резко неоднородных полях. Это явление может вызвать значительные потери мощности, создавать слышимые и радиочастотные помехи, производить ядовитые смеси, такие как оксиды азота и озон, создавать видимое свечение.

Линии электропередачи и переменного и постоянного тока могут создавать коронные разряды, в первом случае в форме колеблющихся частиц, в последнем — постоянного потока. Коронный разряд вызывает потери мощности, которые могут составлять примерно половину от всех потерь на единицу длины линии переменного тока высокого напряжения, несущего то же самое количество мощности. В монополярной передаче выбор полярности проводника определяется степенью создания коронных разрядов, влияния на окружающую среду. Отрицательные коронные разряды производят значительно больше озона чем коронные разряды положительной величины, воздействуя на здоровье. Использование напряжения положительной величины уменьшает объем создаваемого озона монополярной линии HVDC.

Применение[править | править вики-текст]

Краткий обзор[править | править вики-текст]

Способность управления потоком мощности, соединение несинхронизированных систем переменного тока, эффективное использование при передаче энергии подводными кабелями делают HVDC системы привлекательными для использования на межнациональном уровне. Ветроэлектростанции часто располагаются на расстоянии 10-12 км от берега (а иногда и дальше) и требуют подводных кабелей и синхронизации полученной энергии. При передаче энергии на очень большие расстояния, например в отдалённые районы Сибири, Канады и скандинавского севера, выбор обычно склоняется в сторону меньшей стоимости линии HVDC. Другие применения HVDC систем были отмечены выше.

Объединения электрической сети переменного тока[править | править вики-текст]

Линии электропередачи переменного тока могут связывать только синхронизированные электрические сети переменного тока, которые работают на той же самой частоте и в фазе. Много зон, которые желают поделиться энергией, имеют несинхронизированные электрические сети. Энергосистемы Великобритании, северной Европы и континентальной Европы не объединены в единую синхронизированную электрическую сеть. У Японии есть электрические сети на 60 Гц и на 50 Гц. Континентальная Северная Америка, работая на частоте 60 Гц, разделена на области, которые несинхронизированы: Восток, Запад, Техас, Квебек и Аляска. Бразилия и Парагвай, которые совместно используют огромную гидроэлектростанцию Итайпу, работают на 60 Гц и 50 Гц соответственно. Устройства HVDC позволяют связать несинхронизированные электрические сети переменного тока, а также добавить возможность управления напряжением переменного тока и потоком реактивной мощности.

Генератор, связанный длинной линией электропередачи переменного тока, может стать неустойчивым и выпасть из синхронизации с отдаленной энергосистемой переменного тока. Линия HVDC может сделать выполнимым использование удаленных электростанций. Ветряные электростанции, расположенные на расстоянии от берега, могут использовать устройства HVDC, чтобы собрать энергию у большого числа несинхронизированных генераторов для передачи на берег подводным кабелем.

Однако, обычно линия питания HVDC связывает две области распределения мощности энергосистемы переменного тока. Устройства, выполняющие преобразование между переменным и постоянным токами, значительно увеличивают стоимость передаваемой энергии. Выше определенного расстояния (приблизительно 50 км для подводных кабелей, и примерно 600—800 км для воздушных линий), меньшая стоимость электрических проводников HVDC перевешивает стоимость электроники.

Преобразовательная электроника также предоставляет возможность эффективно управлять энергосистемой посредством управления величиной и перетоком мощности, что дает дополнительное преимущество существования HVDC линий — потенциальное увеличение устойчивости энергосистемы.

Использование меньшего напряжения[править | править вики-текст]

Развитие биполярных транзисторов с изолированным затвором (IGBT) и запираемых тиристоров (GTO) сделало малые системы HVDC экономичнее. Они могут быть установлены в существующих энергосистемах переменного тока для стабилизации мощности без увеличения тока короткого замыкания, как в случае установки дополнительной линии электропередачи переменного тока. Такие устройства разрабатываются фирмами АВВ и Siemens и называются «HVDC Light» и «HVDC PLUS» соответственно. Использование таких приборов расширило использование HVDC до блоков в несколько десятков мегаватт и линий в несколько километров воздушной линии. Разница между двумя технологиями — в понятии автономного инвертора напряжения (VSI), тогда как «HVDC Light» использует широтно-импульсную модуляцию, «HVDC PLUS» выполнен на многоуровневом инверторе.


См. также[править | править вики-текст]

Примечания[править | править вики-текст]

  1. Narain G. Hingorani in IEEE Spectrum magazine, 1996.
  2. ABB HVDC website.
  3. ABB HVDC website.
  4. ACW’s Insulator Info — Book Reference Info — History of Electrical Systems and Cables
  5. R. M. Black The History of Electric Wires and Cables, Peter Perigrinus, London 1983 ISBN 086341 001 4 pages 94-96
  6. Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 page 145, available from the Internet Archive
  7. «Shaping the Tools of Competitive Power»
  8. Thomas P. Hughes, Networks of Power
  9. «HVDC TransmissionF»
  10. IEEE — IEEE History Center
  11. Vijay K. Sood HVDC and FACTS Controllers: Applications Of Static Converters In Power Systems. — Springer-Verlag. — P. 1. — ISBN 978-1402078903
  12. ABB HVDC website
  13. "HVDC multi-terminal system "(недоступная ссылка — история). ABB Asea Brown Boveri (23 октября 2008). Проверено 12 декабря 2008. Архивировано из первоисточника 7 декабря 2008.
  14. The Corsican tapping: from design to commissioning tests of the third terminal of the Sardinia-Corsica-Italy HVDC Billon, V.C.; Taisne, J.P.; Arcidiacono, V.; Mazzoldi, F.; Power Delivery, IEEE Transactions on Volume 4, Issue 1, Jan. 1989 Page(s):794 — 799
  15. Source works for a prominent UK engineering consultancy but has asked to remain anonymous and is a member of Claverton Energy Research Group
  16. Basslink project
  17. Siemens AG — HVDC website
  18. ABB HVDC Transmission Québec — New England website