High voltage direct current line

Power is equal to the product of voltage by current (P = U * I). Thus, by increasing the voltage, it is possible to reduce the current transmitted through the wire and, as a result, it is possible to reduce the cross-section of the wire required to transmit this power, which will reduce the cost of power lines.

To date, there is no way without large losses to change over a wide range of DC voltage. The most effective device for changing the voltage value is an AC transformer . Therefore, at the input of all high-voltage power lines of direct current, a transformer is installed to increase the alternating current voltage and equipment for converting alternating current to direct current, and at the output, equipment is used to convert direct current to alternating current and a transformer to reduce the voltage of this alternating current.

The first way to convert large powers from direct current to alternating current and vice versa was a motor-generator system , developed by Swiss engineer Rene Thouri . In simple words, at the power line input, the alternating current motor rotates the direct current generator, and at the output - the direct current motor rotates the alternating current generator. Such a system had a rather low efficiency and low reliability.

The practical use of a DC power line became possible only with the advent of a powerful arc electric device called a mercury rectifier .

Later, powerful semiconductor devices appeared - thyristors , insulated gate bipolar transistors ( IGBTs ), high-power insulated gate field effect transistors ( MOSFETs ) and lockable thyristors ( GTOs ).

The first DC power line for transmitting electricity over a long distance was launched in 1882 on the Misbach - Munich line . It transferred energy from a DC generator rotated by a steam engine to a furnace of a glass factory. The transmitted power was only 2.5 kW and there were no DC to AC converters on the line.

The first power transmission line, using the generator-motor current conversion method developed by Swiss engineer Rene Thury, was built in Italy in 1889 by Acquedotto de Ferrari-Galliera. To increase the voltage, the generator-motor pairs were connected in series. Each group was isolated from the ground and set in motion by the main engine. The line worked on direct current, with voltage up to 5000 V on each machine, some machines had dual switches to reduce voltage on each switch. This system transmitted power of 630 kW at a constant voltage of 14 kV over a distance of 120 km ^{[3] [4]} .

The Moutiers-Lyon transmission line transmitted 8600 kW of generated hydroelectric power to a distance of 124 miles, including 6 miles of underground cable. To convert the current, eight series-connected generators with double switches were used, which produced a voltage of 150 kV at the output. This line worked from about 1906 to 1936.

By 1913, there were fifteen Türi power lines in the world ^[5] operating at a constant voltage of 100 kV, which were used until the 1930s, but rotating electric machines were unreliable, expensive to maintain, and had low efficiency. In the first half of the 20th century, other electromechanical devices were tested, but they were not widely used ^[6] .

To convert a high DC voltage to low, it was proposed to first charge the batteries connected in series, and then connect them in parallel and connect to the consumer ^[7] . At the beginning of the 20th century, there were at least two DC power lines that used this principle, but this technology did not receive further development due to the limited capacity of the batteries, an ineffective charge / discharge cycle, and the difficulty of switching between serial and parallel connection.

In the period from 1920 to 1940. mercury valves were used to convert current. In 1932, General Electric used 12 kV DC mercury valves in Mechanicville, New York , which was also used to convert the generated 40 Hz alternating current to a 60 Hz load alternating current. In 1941, a 115-kilometer underground cable line was developed, with a capacity of 60 MW, voltage +/- 200 kV, for the city of Berlin , using mercury valves ( Project Elba ), but due to the collapse of the Third Reich in 1945 the project was not completed ^[8] . The use of the cable was explained by the fact that during wartime, the underground cable would be a less visible target of bombing. The equipment was exported to the Soviet Union and was commissioned there in 1950 ^[9] .

The further use of mercury valves in 1954 laid the foundation for modern high-voltage DC power lines. The first such power line was created by ASEA between mainland Sweden and the island of Gotland. Mercury valves were used on all power lines built before 1975, but were later replaced by semiconductor devices. From 1975 to 2000 thyristors, which are now actively replaced by field-effect transistors, were widely used for current conversion ^[10] . With the transition to more reliable semiconductor devices, dozens of underwater high-voltage DC power lines were laid.

At the moment, there are only two power lines with converters on mercury valves in the world, all the rest have been dismantled or replaced by converters on thyristors. Mercury valves are used on power lines between the North and South islands of New Zealand and Vancouver Island power lines in Canada.

The main advantage of high voltage direct current power lines is the ability to transmit large volumes of electricity over long distances with less loss than AC power lines. Depending on the line voltage and current conversion method, losses can be reduced to 3% per 1000 km. Energy transfer through a high voltage direct current power line allows the efficient use of electric power sources remote from load power nodes.

In some cases, a high voltage direct current power line is more efficient than an alternating current power line:

• When transmitting energy through an underwater cable , which has a rather high capacity, which leads to losses in reactive power when using alternating current (for example, the 250 km Baltic Cable line between Sweden and Germany ^[11] ).
• Transmission of energy in the power system directly from the power plant to the consumer, for example, in remote areas.
• Increasing the capacity of the existing power system in cases where installing additional AC power lines is difficult or too expensive.
• Power transmission and stabilization between non-synchronized AC power systems.
• Connecting a remote power station to a power system , for example, the Nelson River Bipole line.
• Reducing the cost of the line by reducing the number of conductors. In addition, thinner conductors may be used since the HVDC is not susceptible to surface effects .
• Simplified energy transfer between power systems using different standards of voltage and frequency of alternating current.
• Synchronization with a network of alternating current energy from renewable energy sources.

Long submarine cables have a high capacity . While this fact has a minimal role for direct current power transmission, alternating current leads to charging and discharging the cable capacity, causing additional power losses. In addition, AC power is spent on dielectric loss.

A high voltage DC power line can transmit more power through the conductor , since for a given rated power, the constant voltage in the direct current line is lower than the amplitude voltage in the alternating current line. AC power determines the actual voltage value, but it only makes up about 71% of the maximum amplitude voltage, which determines the actual insulation thickness and the distance between the conductors. Since the direct voltage of the direct current line is equal to the amplitude, it becomes possible to transmit 41% more power through the existing power line with conductors and insulation of the same size as alternating current, which reduces costs.

Since a high-voltage DC power line allows the transfer of energy between non-synchronized distribution systems of alternating current, this allows to increase the stability of the system, preventing the cascade spread of the accident from one part of the power system to another. Changes in the load leading to desynchronization of individual parts of the AC mains will not affect the DC line, and power flow through the DC line will stabilize the AC mains. The magnitude and direction of the power flow through the direct current line can be directly adjusted and changed to maintain the required state of the alternating current electric networks from both ends of the direct current line.

The main disadvantage of high-voltage power lines of direct current is the need to convert the type of current from alternating to direct and vice versa. Used for this device require expensive spare parts, as, in fact, are unique to each line.

Current converters are expensive and have limited overload capacity. At small distances, the losses in the converters may be greater than in a similar AC power transmission line.

Unlike AC power lines, the implementation of multi-terminal DC power lines is extremely difficult, since it requires the expansion of existing circuits to multi-terminal ones. Power flow control in a multi-terminal DC system requires good communication between all consumers. High voltage DC circuit breakers have a more complex device, since before opening the contacts, it is necessary to reduce the current in the circuit to zero, otherwise an electric arc will form, leading to excessive wear of the contacts. Branched lines are rare. One of them works in the Hydro Quebec - New England system from Radisson to Sandy Pond ^[12] . Another system is the power transmission line connecting Sardinia and mainland Italy, which was rebuilt in 1989 to provide power to the island of Corsica ^[13] .

Typically, developers of high-voltage DC power lines, such as Alstom Grid , Siemens and ABB , do not publish information about the cost of the project, since this information is a commercial secret.

The cost varies widely depending on the specific features of the project, such as rated power, line length, air or underwater way of laying a route, the cost of land, and a change in the electrical AC network of each end of the line. A detailed comparison of the cost of a DC line versus the cost of an AC line may be required. Where the technical advantages of a direct current line do not matter, the choice is made from an economic comparison of options.

Based on some projects, we can highlight some information about the cost of a direct current power transmission line project:

For an 8-GW 40-km line under the English Channel, the approximate costs of primary equipment for a 500-kV bipolar HVDC line with a capacity of 2000 MW (excluding access roads, coastal work, coordination, equipment, insurance, etc.) amounted to: conversion stations - ~ £ 110 M, submarine cable + installation - ~ £ 1 M / km ^{[ significance of fact? ]} .

So, for a four-line power line between England and France with a capacity of 8 GW, the cost of installation work was a little more than £ 750 M. Also, £ 200-300 M were spent on additional coastal work ^{[14] [ significance of fact? ]} .

Components

Earlier in the HVDC lines, mercury rectifiers were used that were unreliable. Two HVDC devices using mercury rectifiers are still in operation (2008). Thyristors were first used in HVDC devices in the 1960s. A thyristor is a semiconductor device similar to a diode , but with an additional output - a control electrode, which is used to turn on the device at a certain point in time. Insulated Gate Bipolar Transistors (IGBTs) are also used, which have better controllability but greater cost.

Since the voltage in HVDC devices in some cases reaches 800 kV, exceeding the breakdown voltage of a semiconductor device, HVDC converters are built using a large number of series-connected semiconductor devices.

The low-voltage control circuits used to turn on and off the thyristors must be galvanically isolated from high voltage power lines. Typically, this isolation is optical, direct or indirect. In an indirect control system, the low-voltage control electronics sends light pulses through the fiber to the high-voltage control electronics. The direct version dispenses with electronics on the high side: light pulses from the control electronics directly switch the photo thyristors .

Переключающий элемент в сборе, независимо от его конструкции, обычно называется вентилем.

Выпрямители и инверторы

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. Со стороны линии переменного тока набор трансформаторов, часто из трёх отдельных однофазных трансформаторов, развязывает 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.

Монополярная

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

При отсутствии второго металлического проводника обратный ток протекает в земле между заземлёнными выводами двух подстанций. Таким образом, это однопроводная схема с земным возвратом. Проблемы, которые создает ток, протекающий в земле или воде, включают:

• Электрохимическую коррозию проложенных в грунте длинных металлических объектов, таких как трубопроводы
• Выделение хлора и другие изменения состава морской воды от протекающего тока при использовании её в качестве второго проводника.
• Возникающее из-за несбалансированного тока магнитное поле, влияющее на магнитные навигационные компасы судов, проходящих над подводным кабелем.

Эти воздействия могут быть устранены установкой металлического обратного проводника между заземлёнными выводами обоих преобразователей монополярной линии электропередачи. Так как эти выводы заземлены, 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 ^[15] .

Современные монополярные системы воздушной сети передают примерно 1500 МВт. 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 не используется или используется параллельно с другим (как в случае Балтийского кабеля ).

Биполярная

В биполярной передаче используется пара проводников, противоположной полярности, каждый под высоким напряжением относительно земли. Стоимость биполярной линии электропередачи выше монополярной схемы с обратным проводом, так как оба проводника должны иметь изоляцию на полное напряжение. Однако преимущества биполярной передачи делают её 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. При аварии на одной из линий биполярной системы она может продолжать работать, передавая приблизительно половину номинальной мощности по неповреждённой линии в монополярном режиме с использованием земли в роли обратного проводника. На очень неблагоприятной местности второй проводник может быть проведён на независимом наборе опор ЛЭП, чтобы при повреждении одной из линий часть мощности передавалась потребителю. Так как для данной номинальной мощности по каждому проводнику биполярной линии протекает только половина тока монополярной линии, стоимость каждого проводника меньше по сравнению с высоковольтным проводником монополярной линии той же мощности.

Биполярное устройство также может быть дополнительно оснащено 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

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 выбрана 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 же причине во вставке постоянного тока используют сильноточные вентили.

Системы с линиями электропередачи

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 ^[16] .

Трехполярная

Запатентованная в 2004 году схема 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 трёхполярную 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.

Трёхполярная 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 год не было преобразований существующих линий переменного тока в трёхполярную систему, хотя линия электропередачи в Индии была преобразована в биполярную HVDC.

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 объём создаваемого озона монополярной линии HVDC.

Overview

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

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.

Converting electronics also provides the ability to effectively manage the power system by controlling the magnitude and flow of power, which gives an additional advantage of the existence of HVDC lines - a potential increase in the stability of the power system.

Use less stress

The development of Insulated Gate Bipolar Transistors (IGBTs) and Lockable Thyristors (GTOs) has made small HVDC systems more economical. They can be installed in existing AC power systems to stabilize power without increasing the short circuit current, as in the case of installing an additional AC power line. Such devices are developed by ABB and Siemens and are called “HVDC Light” and “HVDC PLUS”, respectively. The use of such devices has expanded the use of HVDC to units of several tens of megawatts and lines of several kilometers of overhead line. The difference between the two technologies is in the concept of a stand-alone voltage inverter (VSI), while HVDC Light uses pulse-width modulation , HVDC PLUS is implemented on a multi-level inverter.

• High-voltage direct current line Basslink
• High-voltage direct current line Volgograd-Donbass
• High-voltage direct current line Ekibastuz-Center
• Leyte-Luzon High Voltage DC Line
• High voltage direct current line Kontek
• Italy-Greece high-voltage direct current line
• High-voltage direct current line Cabora-Bass
• High-voltage direct current line Caprivi
• Moscow-Kashira high-voltage direct current line
• Hanam-Jeju High Voltage Direct Current Line
• DC insert Vyborg
• Research Institute for High Voltage DC Power Transmission
• Estlink