Вікіпедія

Користувач:Alessot/Високовольтна лінія постійного струму

< Користувач:Alessot



Порівняння з AC

ред.

Переваги

ред.

Схема передачі ВЛПС типу «точка-точка» на довгі відстані зазвичай має менші загальні інвестиційні витрати та менші втрати, ніж еквівалентна схема передачі змінного струму. Незважаючи на те, що обладнання для перетворення на кінцевих станціях ВЛПС є дорогим, загальні витрати на лінію передачі постійного струму на великі відстані нижчі, ніж для лінії змінного струму такої ж відстані. ВЛПС вимагає менше провідників на одиницю відстані, ніж лінія змінного струму, оскільки немає потреби підтримувати три фази та немає скін-ефекту. Системи змінного струму використовують більш високу пікову напругу за тієї ж потужності, що збільшує вартість ізоляторів.

Залежно від рівня напруги та деталей конструкції, втрати при передачі по ВЛПС становлять 3,5% на 1000 км, що приблизно на 50% менше, ніж по лінії змінного струму (6,7%) при тій самій напрузі.[1] Це пояснюється тим, що постійний струм передає лише активну потужність, що спричиняє менші втрати, ніж на змінному струмі, який передає як активну, так і реактивну потужність.

Передача по ВЛПС також може бути обрана заради інших технічних переваг. ВЛПС може передавати електроенергію між окремими мережами змінного струму. Передачу електроенергії по ВЛПС між окремими системами змінного струму можна автоматично контролювати для підтримки будь-якої мережі під час перехідних умов, але без ризику того, що серйозний збій енергосистеми в одній мережі призведе до збою в другій. Функція керованості також корисна, коли потрібне управління торгівлєю енергією.

Конкретні програми, де технологія передачі ВЛПС забезпечує переваги, включають:

  • Схеми передачі по підводному кабелю(інші мови) (наприклад, 720 км North Sea Link(інші мови), 580 км кабель NorNed(інші мови) між Норвегією та Нідерландами,[2] Італійський 420 км кабель SAPEI(інші мови) між Сардинією та материком,[3] 290 км Basslink(інші мови) між материковою частиною Австралії та Тасманією та 250 км Baltic Cable(інші мови) між Швецією та Німеччиною[4]).
  • Масова передача електроенергії від кінцевої точки до кінцевої точки без проміжних відводів, як правило, для підключення віддаленої електростанції до основної мережі (наприклад, система передачі постійного струму річки Нельсон(інші мови) у Канаді).
  • Збільшення пропускної здатності існуючої лінії електропередачі в ситуаціях, коли встановлення додаткових проводів є складним або дорогим.
  • Передача електроенергії та стабілізація між несинхронізованими мережами змінного струму, надзвичайним прикладом є можливість передачі електроенергії між країнами, які використовують змінний струм на різних частотах.
  • Стабілізація мережі переважно змінного струму без збільшення очікуваного струму короткого замикання(інші мови).
  • Інтеграція відновлюваних ресурсів, таких як вітер, у основну електромережу. Повітряні лінії постійного струму для інтеграційних проектів наземної вітрової енергетики та кабелі ВЛПС для морських проектів були запропоновані в Північній Америці та Європі як з технічних, так і з економічних причин. Мережі постійного струму з кількома VSC є одним із технічних рішень для об’єднання офшорної вітрової енергії та передачі її до центрів навантаження, розташованих далеко на суші.[5]

Системи повітряних ліній

ред.

Ємнісний ефект довгих підземних або підводних кабелів у системах передачі змінного струму також стосується повітряних ліній змінного струму, хоча й у значно меншій мірі. Тим не менш, для довгої повітряної лінії електропередач змінного струму струм, що протікає лише для зарядки ємності лінії, може бути значним, і це зменшує здатність лінії передавати корисний струм до навантаження на віддаленому кінці. Іншим фактором, який знижує корисну струмопровідну здатність ліній змінного струму, є скін-ефект, який викликає нерівномірний розподіл струму по площі поперечного перерізу провідника. Провідники лінії електропередач, що працюють з постійним струмом, не страждають від жодного обмеження. Таким чином, за однакових втрат у провіднику (або ефекту нагрівання) даний провідник може передавати більше потужності до навантаження під час роботи постійним струмом, ніж змінним струмом.[6]

Нарешті, залежно від умов навколишнього середовища та характеристик ізоляції повітряної лінії, що працює на постійному струмі, може бути можливим для даної лінії електропередачі працювати з постійною напругою, яка приблизно така ж, як пікова напруга змінного струму, для якої лінія розроблена та ізольована. Потужність, що постачається в системі змінного струму, визначається середньоквадратичною напругою змінного струму, але середня квадратична напруга становить лише близько 71% від пікової напруги. Таким чином, якщо ВЛПС може працювати безперервно з постійною напругою, яка є такою самою, як пікова напруга еквівалентної лінії змінного струму, то для заданого струму (де постійний струм дорівнює середньоквадратичному струму в лінії змінного струму), здатність передачі електроенергії при роботі постійним струмом приблизно на 40% вища, ніж при роботі змінним струмом.

З'єднання несинхронізованих систем

ред.
 
Вентильний зал(інші мови) на перетворювальній станції Henday, що є частиною системи передачі постійного струму річки Нельсон у Канаді.

Оскільки ВЛПС забезпечує передачу електроенергії між несинхронізованими системами розподілу змінного струму, це може допомогти підвищити стабільність системи, запобігаючи поширенню каскадних збоїв(інші мови) від однієї частини ширшої мережі електропередачі до іншої. Зміни в навантаженні, які призведуть до того, що частини мережі змінного струму стануть несинхронізованими та відокремляться, не вплинуть подібним чином на ланку постійного струму, а потік потужності через ланку постійного струму матиме тенденцію стабілізувати мережу змінного струму. Величина та напрямок потоку потужності через ланку постійного струму можна безпосередньо контролювати та змінювати за потреби для підтримки мереж змінного струму на будь-якому кінці ланки постійного струму.[7]

Недоліки

ред.

Недоліки ВЛПС полягають у перетворенні, комутації, управлінні, доступності та обслуговуванні.

HVDC є менш надійним і має нижчу доступність(інші мови), ніж системи змінного струму, головним чином через додаткове обладнання для перетворення. Однополюсні системи мають доступність близько 98,5%, причому близько третини простоїв є незапланованими через несправності. Відмовостійкі двополюсні системи забезпечують високу доступність для 50% пропускної здатності каналу, але доступність повної пропускної здатності становить приблизно 97%-98%.[8]

Необхідні перетворювальні станції є дорогими та мають обмежену здатність до перевантаження. На менших відстанях передачі, втрати в перетворювальних станціях можуть бути більшими, ніж у лінії електропередачі змінного струму на тій же відстані.[9] Вартість перетворювачів може не компенсуватися зниженням вартості будівництва лінії та втратами у лінії електропередач.

Експлуатація схеми ВЛПС вимагає зберігання багатьох запасних частин, часто виключно для однієї системи, оскільки системи ВЛПС менш стандартизовані, ніж системи змінного струму, і технології змінюються швидше.

На відміну від систем змінного струму, реалізація багатотермінальних систем є складною (особливо з комутованими перетворювачами), як і розширення існуючих схем до багатотермінальних систем. Контроль потоку електроенергії в багатотермінальній системі постійного струму вимагає хорошого зв’язку між усіма терміналами; потік потужності повинен активно регулюватися системою керування перетворювачем замість того, щоб покладатися на власний імпеданс і властивості фазового кута лінії передачі змінного струму.[10] Тому багатотермінальні системи зустрічаються рідко. Станом на 2012 тільки дві з них працюють: Квебек – Нова Англія(інші мови) між Редіссоном, Сенді Понд і Ніколет [11] і Сардинія – материкова Італія(інші мови), яка була модифікована в 1989 році, щоб також забезпечити електроенергією острів Корсика.[12]

Автоматичний вимикач постійного струму високої напруги

ред.

Автоматичні вимикачі високовольтного постійного струму важко побудувати через дугу: у змінному струмі напруга інвертується і при цьому перетинає нуль вольт десятки разів на секунду. Дуга змінного струму самозгасне в одній із цих точок перетину нуля, оскільки не може бути дуги без різниці потенціалів. Постійний струм ніколи не перетинає нуль вольт і ніколи не самозгасає, тому відстань і тривалість дуги набагато більші при постійному струмі, ніж при тій самій напрузі змінного струму. Це означає, що в автоматичний вимикач повинен бути включений якийсь механізм, щоб примусово звести струм до нуля та погасити дугу, інакше дуга та знос контактів будуть занадто великими, щоб забезпечити надійне перемикання.

У листопаді 2012 року ABB анонсувала перший надшвидкий автоматичний вимикач постійного струму високої напруги.[13][14] Механічні автоматичні вимикачі надто повільні для використання в мережах постійного струму високої напруги, хоча вони роками використовуються в інших сферах застосування. Навпаки, напівпровідникові вимикачі досить швидкі, але мають високий опір під час проведення, витрачаючи енергію та виробляючи тепло в нормальній роботі. Вимикач ABB поєднує в собі напівпровідникові та механічні вимикачі для створення гібридного вимикача з коротким часом відключення та низьким опором у нормальній роботі.

Витрати

ред.

Як правило, постачальники систем HVDC, такі як GE Vernova(інші мови), Siemens і ABB, не вказують деталі цін на конкретні проекти; такі витрати зазвичай є конфіденційною інформацією між постачальником і клієнтом. Витрати значно відрізняються залежно від специфіки проекту (таких властивостей як номінальна потужність, довжина лінії, повітряний або кабельний маршрут, вартість землі, сейсмологія місця та вдосконалення мережі змінного струму, необхідні на будь-якому терміналі). Детальний аналіз витрат на передачу постійного струму та змінного струму може знадобитися в ситуаціях, коли немає очевидної технічної переваги постійного струму, а вибір залежить лише від економічних причин.

Однак деякі практики надали певну інформацію:

For an 8 GW 40 km (25 mi) link laid under the English Channel, the following are approximate primary equipment costs for a 2000 MW 500 kV bipolar conventional HVDC link (exclude way-leaving, on-shore reinforcement works, consenting, engineering, insurance, etc.)
  • Converter stations ~£110M (~€120M or $173.7M)
  • Subsea cable + installation ~£1M/km (£1.6m/mile) (~€1.2M or ~$1.6M/km; €2m or $2.5m/mile)
So for an 8 GW capacity between Britain and France in four links, little is left over from £750M for the installed works. Add another £200–300M for the other works depending on additional onshore works required.[15]

Оголошення від квітня 2010 року про лінію 2000 МВт, 64 км між Іспанією та Францією оцінюється в 700 мільйонів євро. Сюди входить вартість тунелю через Піренеї.[16]

Процес перетворення

ред.
Докладніше: HVDC converter

Конфігурації

ред.

Монополюсна

ред.
 
Структурна схема монополюсної системи з зворотньою передачею по землі

У монополюсній конфігурації одна з клем випрямляча підключена до заземлення. Інша клема з високою напругою відносно землі підключена до лінії електропередачі. Заземлену клему можна під’єднати до відповідного з’єднання на інвертуючий станції за допомогою другого провідника.

Якщо не встановлено металевий зворотний провідник, струм протікає в землі (або воді) між двома електродами. Таке розташування є типом однопровідної системи зі зворотною передачею по землі.

Електроди зазвичай розташовані за кілька десятків кілометрів від станцій і підключаються до станцій через електродну лінію(інші мови) середньої напруги. Конструкція самих електродів залежить від того, чи розташовані вони на суші, на березі чи в морі. Для монополярної конфігурації з поверненням через землю потік струму на землю є односпрямованим, що означає, що конструкція одного з електродів (катода) може бути відносно простою, хоча конструкція анодного електрода досить складна.

Для передачі на великі відстані заземлення може бути значно дешевшим, ніж альтернативне використання спеціального нейтрального провідника, але це може призвести до таких проблем, як:

  • Електрохімічна корозія металевих об'єктів, які довго знаходяться під землею, наприклад трубопроводів
  • Підводні зворотні електроди у морській воді можуть виробляти хлор або іншим чином впливати на хімічний склад води
  • Незбалансований шлях струму може призвести до сумарного магнітного поля, яке може вплинути на магнітні навігаційні компаси для кораблів, що проходять над підводним кабелем.

Ці ефекти можна усунути, встановивши металевий зворотний провідник між двома кінцями монополярної лінії передачі. Оскільки одна клема перетворювачів підключена до землі, зворотний провідник не потрібно ізолювати для повної напруги передачі, що робить його менш дорогим, ніж високовольтний провід. Рішення про те, використовувати чи ні металевий зворотний провідник, ґрунтується на економічних, технічних і екологічних факторах.[17]

Сучасні монополюсні системи для чистих повітряних ліній зазвичай передають 1,5 Гвт.[18] Якщо використовуються підземні або підводні кабелі, типове значення становить 600 МВт.

Більшість монополюсних систем розроблені для майбутнього біполярного розширення. Опори лінії електропередачі можуть бути сконструйовані для перенесення двох провідників, навіть якщо лише один використовується спочатку для монопольної системи передачі. Другий провідник або не використовується, використовується як електродна лінія, або з’єднаний паралельно з іншим (як у випадку Baltic Cable).

Симетричний монополь

ред.

Альтернативою є використання двох високовольтних провідників, які працюють приблизно на половину напруги постійного струму, лише з одним перетворювачем на кожному кінці. У такому розташуванні, відомому як симетричний монополь, перетворювачі заземлені лише через високий опір і відсутній струм землі. Симетричне монопольне розташування є рідкісним для лінійно-комутованих перетворювачів (інтерконектор NorNed(інші мови) є рідкісним прикладом), але дуже поширене для перетворювачів-джерел напруги, коли використовуються кабелі.

Біполярна

ред.
 
Блок-схема біполярної системи, яка також має зворотне заземлення

У біполярній передачі використовується пара провідників, кожен з яких має високий потенціал відносно землі, протилежної полярності. Оскільки ці провідники повинні бути ізольовані для повної напруги, вартість лінії електропередач вища, ніж монополярна із зворотним провідником. Однак біполярна передача має ряд переваг, які роблять її привабливою.

  • За нормального навантаження протікає незначний струм у ззаземленні, як у випадку монополярної передачі з металевим зворотним заземленням. Це зменшує втрати на зворотну передачу та вплив на навколишнє середовище.
  • Коли в лінії виникає несправність, із зворотними електродами заземлення, встановленими на кожному кінці лінії, приблизно половина номінальної потужності може продовжувати надходити, використовуючи землю як зворотний шлях, працюючи в монополярному режимі.
  • Оскільки для даної загальної номінальної потужності кожен провідник біполярної лінії пропускає лише половину струму монополярних ліній, вартість другого провідника зменшується порівняно з монополярною лінією того самого номіналу.
  • У дуже несприятливому рельєфі другий провідник можна прокласти на незалежному наборі веж електропередачі, так що деяка потужність може продовжувати передаватися, навіть якщо одна лінія пошкоджена.

Біполярну систему також можна встановити з металевим заземленим зворотним проводом.

Біполярні системи можуть передавати до 4 ГВт при напрузі ±660 кВ з одним перетворювачем на полюс, як на проекті Ningdong–Shandong у Китаї. З потужністю 2000 МВт на дванадцятиімпульсний перетворювач, перетворювачі для цього проекту були (станом на 2010 рік) найпотужнішими коли-небудь створеними перетворювачами постійного струму високої напруги.[19] Ще більшої потужності можна досягти, з’єднавши два чи більше дванадцятиімпульсних перетворювачі послідовно на кожному полюсі, як це використовується в ±800 кВ проекті Xiangjiaba–Shanghai(інші мови) у Китаї, який використовує два дванадцятиімпульсних перетворювальні мости в кожному полюсі, кожен з номінальною напругою 400 кВ постійного струму і 1600 МВт.

Підводні кабельні установки, спочатку введені в експлуатацію у монополярному режимі, можуть бути модернізовані додатковими кабелями та працювати як біполярні.

 
Блок-схема біполярної системи передачі постійного струму високої напруги між двома станціями, позначеними A і B. AC – представляє мережу змінного струму CON – представляє перетворювальний вентиль, або випрямляч, або інвертор, TR представляє силовий трансформатор, DCTL – лінійний провідник передачі постійного струму, DCL — це індуктор фільтра постійного струму, BS — обхідний перемикач, а PM — коректор коефіцієнта потужності та мережі фільтрів гармонік, необхідні на обох кінцях зв’язку. Лінія електропередачі постійного струму може бути дуже короткою в прямому з’єднанні або простягатися на сотні кілометрів на опорах, під землею чи під водою. Один провідник лінії постійного струму можна замінити з'єднанням із землею.

Біполярна схема може бути реалізована так, що полярність одного або обох полюсів може бути змінена. Це дозволяє працювати як дві паралельних монополярних схеми. Якщо один провідник виходить з ладу, передача може продовжуватися зі зниженою потужністю. Втрати можуть збільшитися, якщо заземлювальні електроди та лінії не розраховані на додатковий струм у цьому режимі. Для зменшення втрат у цьому випадку можуть бути встановлені проміжні комутаційні станції, на яких відрізки ліній можуть відключатися або розпаралелюватися. Це було зроблено на ВЛПС Інга-Шаба(інші мови).

Вставка постійного струму

ред.

Станція «back-to-back» (або скорочено B2B) — це завод, на якому обидва конвертери знаходяться в одній зоні, як правило, в одній будівлі. Довжина лінії постійного струму повинна бути якомога меншою. Станції HVDC back-to-back використовуються для

  • з’єднання електричних мереж різної частоти (як у Японії● та Південній Америці; та інтерконнектор GCC між Саудівською Аравією (60 Гц) та рештою країн РСАДПЗ (50 Гц) завершено у 2009 р.)
  • з’єднання двох мереж однакової номінальної частоти, але без фіксованого співвідношення фаз (як до 1995/96 підстанції Etzenricht, Dürnrohr, Vienna та вставка постійного струму у Виборзі(інші мови)).
  • різна частота і число фаз (наприклад, як заміна тягових підстанцій)

Напруга постійного струму в проміжному ланцюзі може вільно вибиратися на станціях вставках постійного струму через коротку довжину провідника. Напруга постійного струму зазвичай вибирається якомога нижчою, щоб створити невеликий вентильний зал(інші мови) і зменшити кількість тиристорів, з’єднаних послідовно в кожному вентилі. З цієї причини на станціях вставки постійного струму використовуються вентилі з найвищим доступним номінальним струмом (у деяких випадках до 4500 А).

Багатотермінальні системи

ред.

Найпоширеніша конфігурація ВЛПС складається з двох перетворювальних станцій, з’єднаних повітряною лінією електропередачі або підводним кабелем.

Багатотермінальні ВЛПС, які з’єднують більше двох точок, зустрічаються рідко. Конфігурація з кількома терміналами може бути послідовною, паралельною або гібридною (суміш послідовної та паралельної). Паралельна конфігурація зазвичай використовується для станцій великої потужності, а послідовна – для станцій меншої потужності. Прикладом є система електропередачі Квебек - Нова Англія(інші мови) потужністю 2000 МВт, запущена в 1992 році, наразі є найбільшою багатотермінальною системою ВЛПС у світі. [20]

Системи з кількома терміналами важко реалізувати з використанням мережевих комутованих перетворювачів, тому що реверсування потужності здійснюється шляхом зміни полярності напруги постійного струму, що впливає на всі перетворювачі, підключені до системи. За допомогою перетворювачів напруги реверсування потужності досягається шляхом зміни напрямку струму, що значно полегшує керування паралельно з’єднаними системами з кількома клемами. З цієї причини очікується, що в найближчому майбутньому багатотермінальні системи стануть набагато більш поширеними.

Китай розширює свою мережу, щоб не відставати від зростаючого попиту на електроенергію, одночасно вирішуючи екологічні цілі. У 2011 році China Southern Power Grid розпочала пілотний проект ВЛПС з трьома терміналами з перетворювачами-джерелами напруги. Проект має розраховані рейтинги ±160 кВ/200 MW-100 MW-50 МВт і буде використовуватися для передачі енергії вітру, виробленої на острові Нанао, в енергомережу материкової частини Гуандуну через комбінації наземних кабелів, морських кабелів і повітряних ліній довжиною 32 км. Цей проект введено в експлуатацію 19 грудня 2013 року[21].

В Індії в 2015–2017 роках планується введення в експлуатацію багатотермінального проекту North-East Agra . Його номінальна потужність становить 6000 МВт, і він передає електроенергію по біполярній лінії ±800 кВ від двох перетворювальних станцій, у Бісванат Чаріалі та Аліпурдуарі, на сході, до перетворювача в Агрі, на відстані 1728 км.[22]

Інші домовленості

ред.

З 1993 року Крос-Скагеррак(інші мови) складався з 3 полюсів, з яких 2 були включені паралельно, а третій використовував протилежну полярність з вищою напругою передачі. Ця конфігурація перестала існувати в 2014 році, коли полюси 1 і 2 знову були перебудовані для роботи в біполярному режимі, а стовп 3 (LCC) працює в біполярному режимі з новим стовпом 4 (VSC). Це перша ВПЛС, де полюси LCC і VSC взаємодіють у біполярному режимі.

Подібна схема була в ВЛПС Inter-Island(інші мови) у Новій Зеландії після модернізації потужності в 1992 році, в якій два оригінальні перетворювачі (з використанням ртутно-дугових випрямлячів) були включені паралельно та живили один полюс, а встановлений новий третій (тиристорний) перетворювач з більшою робочою напругою живив інший полюс. Ця конфігурація закінчилася в 2012 році, коли два старі перетворювачі були замінені одним новим тиристорним перетворювачем.

Схема, запатентована в 2004 році [23] призначена для переведення існуючих ліній електропередачі змінного струму на ВЛПС. Два з трьох провідників кола працюють як двополюсні. Третій провідник використовується як паралельний монополярний, оснащений реверсивними вентилями (або паралельними вентилями, з’єднаними в зворотній полярності). Це дозволяє пропускати сильні струми через двополюсні провідники та повністю використовувати встановлений третій провідник для передачі енергії. Високі струми можуть циркулювати через провідники лінії, навіть коли навантаження низьке, для видалення льоду. Станом на 2012, жодних триполюсних перетворень не працює, хоча лінію електропередачі в Індії було перетворено на двополюсну ВЛПС (Sileru-Barsoor).

Коронний розряд

ред.

Коронний розряд — це утворення іонів у рідині (наприклад, повітрі ) за наявності сильного електричного поля . Електрони вириваються з нейтрального повітря, і або позитивні іони, або електрони притягуються до провідника, тоді як заряджені частинки дрейфують. Цей ефект може спричинити значну втрату потужності, створити звукові та радіочастотні перешкоди, утворити токсичні сполуки, такі як оксиди азоту та озону, і викликати дугове розрядження.

Як лінії електропередачі змінного, так і постійного струму можуть генерувати корони, у першому випадку у формі частинок, що коливаються, а в другому – постійний вітер. Завдяки просторовому заряду, що утворюється навколо провідників, система HVDC може мати приблизно половину втрат на одиницю довжини, ніж система високої напруги змінного струму, що переносить таку ж потужність. При монополярній передачі вибір полярності провідника під напругою призводить до певного контролю над коронним розрядом. Зокрема, можна контролювати полярність випромінюваних іонів, що може мати екологічний вплив на утворення озону. Негативні корони виробляють значно більше озону, ніж позитивні корони, і створюють його далі за вітром від лінії електропередач, створюючи потенціал для здоров’я. Використання позитивної напруги зменшить вплив озону однополюсних ліній електропередач HVDC.

Лінії передачі змінного струму можуть з’єднувати лише синхронізовані мережі змінного струму(інші мови) з однаковою частотою з обмеженнями на допустиму різницю фаз між двома кінцями лінії. Багато областей, які бажають поділитися енергією, мають несинхронізовані мережі. Електромережі Великобританії, Північної та континентальної Європи не об'єднані в єдину синхронізовану мережу. Японія має мережі 50 Гц і 60 Гц. Континентальна Північна Америка, при роботі на 60 Гц по всьому регіону поділена на несинхронізовані регіони: Схід, Захід, Техас, Квебек і Аляска . Бразилія та Парагвай, які мають спільну величезну гідроелектростанцію Itaipu Dam, працюють на 60 Гц і 50 Гц відповідно. Однак системи ВЛПС дозволяють з’єднувати несинхронізовані мережі змінного струму, а також додають можливість контролю напруги змінного струму та потоку реактивної потужності.

Генератор, підключений до довгої лінії електропередач змінного струму, може стати нестабільним і вийти з синхронізації з віддаленою системою електропостачання змінного струму. ВЛПС може зробити економічно доцільним використання віддалених місць генерації. Вітрові електростанції, розташовані біля берега, можуть використовувати системи ВЛПС для збору енергії від кількох несинхронізованих генераторів для передачі на берег за допомогою підводного кабелю.[24]

Однак загалом ВЛПС з’єднує дві області змінного струму мережі розподілу електроенергії. Обладнання для перетворення живлення змінного струму на постійний додає значні витрати на передачу електроенергії. Перетворення зі змінного струму на постійний відоме як випрямлення, а з постійного струму на змінний — як інвертування. Вище певної відстані беззбитковості (близько 50 км для підводних кабелів і, можливо, 600-800 км для наземних ліній), нижча вартість електричних провідників ВЛПС переважає вартість електроніки.

Низка досліджень підкреслила потенційні переваги супермереж(інші мови) на основі ВЛПС, оскільки вони можуть пом’якшити наслідки переривчастості шляхом усереднення та згладжування виходів великої кількості територіально рознесених вітрових електростанцій або сонячних електростанцій.[25] У дослідженні Чіша робиться висновок, що мережа, яка охоплює околиці Європи, може забезпечити 100% відновлюваної енергії (70% вітру, 30% біомаси) за цінами, близькими до сьогоднішніх. Були дискусії щодо технічної здійсненності цієї пропозиції[26] та політичних ризиків, пов’язаних з передачею енергії через велику кількість міжнародних кордонів.[27]

Будівництво таких зелених енергетичних супермагістралей пропагується в документі, опублікованому Американською вітроенергетичною асоціацією(інші мови) та Асоціацією сонячної енергетики(інші мови) в 2009 році[28]. Clean Line Energy Partners розробляє чотири ВЛПС у США для передачі електроенергії на великі відстані.[29]

У січні 2009 року Європейська комісія запропонувала 300 мільйонів євро для субсидування розвитку ліній ВЛПС між Ірландією, Британією, Нідерландами, Німеччиною, Данією та Швецією в рамках ширшої програми в розмірі 1,2 мільярдів євро, що підтримує зв’язки з офшорними вітровими електростанціями та транскордонними з’єднувальними лініями по всій Європі. Тим часом нещодавно заснований Союз Середземномор’я прийняв Середземноморський сонячний план для імпорту великої кількості концентрованої сонячної енергії в Європу з Північної Африки та Близького Сходу.[30] У 2020 році був запропонований Інтерконектор Японія-Тайвань-Філіппіни. Метою цього інтерконектора є сприяння транскордонній торгівлі відновлюваною енергією з Індонезією та Австралією в рамках підготовки до майбутньої Азіатсько-Тихоокеанської супермережі.[31]


Дивись також

ред.

 

[[Категорія:Лінії електропередачі]] [[Категорія:Сторінки з неперевіреними перекладами]]

  1. ↑ European Commission. Joint Research Centre. Institute for Energy Transport (28 квітня 2017). HVDC submarine power cables in the world : state-of-the-art knowledge (PDF) (англ.). Publications Office of the European Union. doi:10.2790/023689. ISBN 9789279527852. Архів (PDF) оригіналу за 14 липня 2019. Процитовано 24 лютого 2021.
  2. ↑ Skog, J.E., van Asten, H., Worzyk, T., Andersrød, T., Norned – World’s longest power cable, CIGRÉ session, Paris, 2010, paper reference B1-106.
  3. ↑ SAPEI | References | ABB. Архів оригіналу за 15 квітня 2017. Процитовано 3 лютого 2017.
  4. ↑ ABB HVDC website
  5. ↑ [1] [Архівовано 2015-09-04 у Wayback Machine.] website
  6. ↑ An In-depth Comparison of HVDC and HVAC. Процитовано 10 березня 2024.
  7. ↑ Connecting the Country with HVDC.
  8. ↑ HVDC Classic reliability and availability. ABB. Архів оригіналу за 30 березня 2010. Процитовано 14 червня 2019.
  9. ↑ Ghazal, Falahi (5 December 2014). Design, Modeling and Control of Modular Multilevel Converter based HVDC Systems. - NCSU Digital Repository. Процитовано 17 квітня 2016.
  10. ↑ Donald G. Fink and H. Wayne Beaty (25 серпня 2006). Standard Handbook for Electrical Engineers. McGraw-Hill Professional. с. 14–37 equation 14–56. ISBN 978-0-07-144146-9.
  11. ↑ The HVDC Transmission Québec–New England. ABB Asea Brown Boveri. Архів оригіналу за 5 березня 2011. Процитовано 12 грудня 2008.
  12. ↑ 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
  13. ↑ ABB solves 100-year-old electrical puzzle – new technology to enable future DC grid. ABB. 7 November 2012. Процитовано 11 November 2012.
  14. ↑ Callavik, Magnus; Blomberg, Anders; Häfner, Jürgen; Jacobson, Björn (November 2012), The Hybrid HVDC Breaker: An innovation breakthrough for reliable HVDC grids (PDF), ABB Grid Systems, архів оригіналу (PDF) за 3 February 2013, процитовано 18 November 2012
  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. ↑ Spain to invest heavily in transmission grid upgrades over next five years|CSP Today [Архівовано 2011-10-05 у Wayback Machine.]. Social.csptoday.com (2010-04-01). Retrieved on 2011-04-09.
  17. ↑ Basslink project [Архівовано September 13, 2003, у Wayback Machine.]
  18. ↑ Siemens AG – HVDC website [недоступне посилання з 01.06.2016]
  19. ↑ . London. {{cite conference}}: Пропущений або порожній |title= (довідка)
  20. ↑ ABB HVDC Transmission Québec – New England website [недоступне посилання з 01.06.2016]
  21. ↑ Three terminal VSC HVDC in China [Архівовано February 8, 2014, у Wayback Machine.]
  22. ↑ Developments in multterminal HVDC, retrieved 2014 March 17 (PDF). Архів оригіналу (PDF) за 3 серпня 2015. Процитовано 28 березня 2014.
  23. ↑ Current modulation of direct current transmission lines - BARTHOLD LIONEL O. FPO IP Research & Communities. 30 березня 2004. Процитовано 19 липня 2018.
  24. ↑ Schulz, Matthias, "Germany's Offshore Fiasco North Sea Wind Offensive Plagued by Problems", Der Spiegel, September 04, 2012. "The HVDC converter stations are causing the biggest problems." Retrieved 2012-11-13.
  25. ↑ Gregor Czisch (24 жовтня 2008). Low Cost but Totally Renewable Electricity Supply for a Huge Supply Area – a European/Trans-European Example – (PDF). 2008 Claverton Energy Conference. University of Kassel. Архів оригіналу (PDF) за 4 березня 2009. Процитовано 16 липня 2008. The paper was presented at the Claverton Energy conference in Bath, 24 October 2008. Paper Synopsis
  26. ↑ Myth of technical un-feasibility of complex multi-terminal HVDC and ideological barriers to inter-country power exchanges – Czisch | Claverton Group. Claverton-energy.com. Retrieved on 2011-04-09.
  27. ↑ European Super Grid and renewable energy power imports – "ludicrous to suggest this would make Europe more vulnerable" – ? | Claverton Group. Claverton-energy.com. Retrieved on 2011-04-09.
  28. ↑ Green Power Superhighways: Building a Path to America's Clean Energy Future [Архівовано 2017-04-20 у Wayback Machine.], February 2009
  29. ↑ HVDC Transmission Projects | Clean Line Energy Partners (англійською) .
  30. ↑ David Strahan "Green Grids" New Scientist 12 March 2009.
  31. ↑ Itiki, Rodney; Manjrekar, Madhav; Di Santo, Silvio Giuseppe; Machado, Luis Fernando M. (November 2020). Technical feasibility of Japan-Taiwan-Philippines HVdc interconnector to the Asia Pacific Super Grid. Renewable and Sustainable Energy Reviews (англ.). 133: 110161. doi:10.1016/j.rser.2020.110161.
Отримано з https://uk.wikipedia.org/w/index.php?title=Користувач:Alessot/Високовольтна_лінія_постійного_струму&oldid=43170184