ระบบสายส่งกระแสตรงความดันสูง
ระบบสายส่งกระแสตรงแรงดันสูง (อังกฤษ: High Voltage Direct Current Transmission System: HVDC) ใช้กระแสตรงในการส่งพลังงานไฟฟ้า ซึ่งตรงกันข้ามกับระบบการส่งด้วยกระแสสลับที่ใช้กันอยู่ทั่วไป สำหรับการส่งทางไกลระบบ HVDC อาจจะถูกกว่าและประสบความสูญเสียไฟฟ้าน้อยกว่า แต่ยังเป็นเทคโนโลยีเฉพาะของแต่ละผู้ผลิตอยู่ สำหรับเคเบิ้ลใต้น้ำ HVDC หลีกเลี่ยงการใช้กระแสสูงที่จำเป็นในการ chargeและ discharge ตัว capacitor ของสายเคเบิลในแต่ละรอบคลื่น สำหรับระยะทางที่สั้นๆ อุปกรณ์แปลงไฟ DC มีค่าใช้จ่ายที่สูงกว่าเมื่อเทียบกับระบบ AC แต่อาจยังคงพอรับได้เนื่องจากประโยชน์หลายๆอย่างของระบบ DC ในการเชื่อมโยงหลายระบบเข้าด้วยกัน
HVDC ยอมให้ทำการส่งกำลังระหว่างระบบไฟฟ้า AC สองระบบที่ต่างกันได้ และสามารถขจัดสาเหตุหนึ่งของความล้มเหลวที่กริด, HVDC ยังยอมให้ทำการถ่ายโอนกำลังไฟระหว่างระบบที่มีความถี่แตกต่างกันได้ เช่นความถี่ 50 Hz กับ 60 Hz ความสัมพันธ์ดังกล่าวช่วยปรับปรุงเสถียรภาพของแต่ละกริด เนื่องจากทำให้สามารถดึงเอากำลังจากอีกระบบหนึ่งมาใช้ในคราวจำเป็นได้
รูปแบบใหม่ของการส่งด้วย HVDC ใช้เทคโนโลยีที่พัฒนาอย่างกว้างขวางในช่วงทศวรรษที่ 1930 ในประเทศสวีเดน (ASEA) และในประเทศเยอรมนี การติดตั้งในเชิงพาณิชย์ในช่วงต้นรวมถึงในสหภาพโซเวียตในปี ค.ศ.1951 ระหว่างมอสโกและ Kashira และ ระบบ 100 กิโลโวลต์, 20 MW ระหว่าง Gotland กับสวีเดนในปี ค.ศ.1954 การเชื่อมโยง HVDC ที่ยาวที่สุดในโลกในปัจจุบันคือ Xiangjiaba-เซี่ยงไฮ้ ระยะทาง 2,071 กิโลเมตร (1,287 ไมล์) เป็นระบบ± 800 kV 6400 เมกะวัตต์ ช่วงต้นปี ค.ศ.2013 การเชื่อมโยง HVDC ที่ยาวที่สุดจะเป็นที่ ริโอเดราในประเทศบราซิล ซึ่งประกอบด้วยสอง bipoles ของ± 600 กิโลโวลต์ 3,150 เมกะวัตต์เชื่อมต่อระหว่าง Porto Velho ในรัฐ Rondôniaไปยังพื้นที่ São เปาโล ด้วยความยาวของสาย DC มากกว่า 2,500 กิโลเมตร (1,600 ไมล์) ในประเทศไทย ได้การเชื่อมโยงกับประเทศมาเลเซีย ด้วยไฟฟ้ากระแสตรงแรงดันสูง ระหว่างสถานีไฟฟ้าแรงสูงคลองแงะ จังหวัดสงขลา กับสถานีกูรุน ประเทศมาเลเซีย ด้วยแรงดัน 300 KV
การส่งไฟฟ้าแรงสูง
แรงดันสูงถูกนำมาใช้สำหรับการส่งกระแสไฟฟ้าเพื่อลดการสูญเสียพลังงานเนื่องจากความต้านทานของสายไฟ เมื่อพิจารณาปริมาณของพลังงานที่จะถูกส่งไปและขนาดตัวนำ ถ้าแรงดันไฟฟ้าที่จะส่งเป็นสองเท่า และต้องการส่งด้วยพลังงานเท่าเดิม ต้องลดกระแสลงครึ่งหนึ่ง เนื่องจากพลังงานที่หายกลายเป็นความร้อนในสายไฟนั้นเป็นสัดส่วนกับกำลังสองของกระแสแต่ไม่ได้ขึ้นอยู่กับแรงดันไฟฟ้า ดังนั้นการเพิ่มแรงดันไฟฟ้า 2 เท่า จะสามารถลดการสูญเสียได้ 4 เท่า ในขณะที่กำลังที่สูญเสียลดลง แต่ขนาดของสายตัวนำต้องใหญ่ขึ้น ตัวนำก็หนักขึ้นและแพงขึ้น
แรงดันไฟฟ้าที่สูงไม่สามารถนำมาใช้สำหรับไฟฟ้าแสงสว่างหรือใช้เครื่องใช้ไฟฟ้าทันทีด้วยเหตุผลด้านความปลอดภัย. เพื่อให้แรงดันไฟฟ้าที่ส่งไปลดลงในระดับที่ใช้งานร่วมกับอุปกรณ์ของลูกค้าได้ จะต้องใช้หม้อแปลงในการเปลี่ยนระดับแรงดันไฟฟ้าในระบบสายส่งกระแสสลับ (AC) หม้อแปลง AC กลายเป็นส่วนสำคัญหลังสงครามแห่งกระแสของการแข่งขันระหว่างระบบกระแสตรง (DC) ของโทมัส เอดิสันและระบบ AC ของจอร์จ เวสติงเฮ้าส์ (ที่ซื้อสิทธิบัตร AC มาจาก Nikola Tesla) เพราะหม้อแปลงสามารถเปลี่ยนแรงดันไฟฟ้าได้ในทางปฏิบัติ และเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากำลังสูงใช้ AC มากกว่า เพราะมีประสิทธิภาพสูงกว่าใช้ DC
การแปลงสลับไปมาระหว่าง AC และ DC ที่มีแรงดันไฟฟ้าและกำลังงานไฟฟ้าที่สูง สามารถทำได้ในทางปฏิบัติหลังจากการพัฒนาอุปกรณ์เช่น วาล์วปรอทอาร์คและเริ่มต้นในปี 1970 ไฟฟ้าอิเล็กทรอนิกส์ใช้อุปกรณ์เซมิคอนดักเตอร์เช่น thyristors และ Integrated gate-commutated thyristors (IGCTs ), MOS-controlled (MCTs) และ Insulated-gate bipolar transistor (IGBT) เป็นตัวเรียงกระแส
ประวัติของเทคโนโลยี HVDC
ระบบเครื่องกลไฟฟ้าของ Thury
การส่งกำลังไฟฟ้าทางไกลโดยการใช้กระแสตรงเป็นครั้งแรกถูกสาธิตให้ดูในปี ค.ศ.1882 ที่สถานีไมส์บาค-มิวนิก แต่ส่งเพียง 1.5 กิโลวัตต์เท่านั้น วิธีการแรกๆของการส่งกำลังไฟฟ้าด้วยกระแสตรงแรงดันสูง ถูกพัฒนาโดยวิศวกรชาวสวิสชื่อ René Thury และวิธีการของเขาถูกนำไปปฏิบัติในปี ค.ศ.1889 ในอิตาลีโดย บริษัท Acquedotto De Ferrari-Galliera ระบบนี้ใช้มอเตอร์กำเนิดไฟฟ้ามาต่อพ่วงกันเพื่อเพิ่มแรงดันไฟฟ้า แต่ละชุดจะถูกหุ้มฉนวนไฟฟ้าแยกจากพื้นดินและขับเคลื่อนด้วยเพลาฉนวนจากเครื่องต้นกำลัง สายส่งกำลังทำงานในโหมด 'กระแสคงที่' ที่มีถึง 5,000 โวลต์ในแต่ละเครื่อง บางเครื่องมี commutators สองตัวเพื่อลดแรงดันไฟฟ้า ระบบนี้จะส่ง 630 kW ที่ 14 กิโลโวลต์ DC ระยะทาง 120 กม ระบบ Moutiers-ลียง ส่ง 8,600 กิโลวัตต์ของไฟฟ้าพลังน้ำเป็นระยะทาง 200 กิโลเมตร รวมทั้ง 10 กม. ของสายเคเบิลใต้ดิน ระบบนี้ใช้เครื่องกำเนิดไฟฟ้าแปดชุดเชื่อมต่อกับ commutators คู่สำหรับแรงดันไฟฟ้ารวมเป็น 150,000 โวลต์ระหว่างขั้วบวกและลบและดำเนินการจากปี 1906 จนถึงปี 1936. ระบบ Thury สิบห้าระบบ อยู่ในการดำเนินงานในปี ต.ศ.1913. ระบบThury อื่น ๆ ที่ทำงานได้ถึง 100 กิโลโวลต์ DC ทำงานในช่วงทศวรรษที่ 1930 แต่เครื่องจักรที่หมุนจะต้องการการบำรุงรักษาสูงและมีการสูญเสียพลังงานสูง อุปกรณ์ไฟฟ้าอื่น ๆ ได้มีการทดสอบในช่วงครึ่งแรกของศตวรรษที่ 20 แต่ความสำเร็จในเชิงการค้ามีน้อย
เทคนิคอย่างหนึ่งในความพยายามในการแปลงไฟฟ้ากระแสตรงจากแรงดันไฟฟ้าสูงที่ส่งมาเพื่อลดแรงดันลงในระดับใช้งาน คือการชาร์จแบตเตอรี่ที่เชื่อมต่ออนุกรมกัน แล้วเชื่อมต่อแบตเตอรี่ในแบบคู่ขนานเพื่อให้บริการโหลดที่กระจาย การติดตั้งในเชิงพาณิชย์สองครั้งถูกทดสอบช่วงเปลี่ยนศตวรรษที่ 20, เทคนิคนี้ไม่ได้ประโยชน์อันเนื่องจากความจุที่จำกัดของแบตเตอรี่, ความลำบากในการสลับไปมาระหว่างการเชื่อมแบบอนุกรมและการเชื่อมต่อแบบขนานและประสิทธิภาพพลังงานโดยธรรมชาติของวงจรการชาร์จ/ดีสชาร์จของแบตเตอรี่
ข้อดีของ HVDC ที่เหนือกว่า HVAC
เหตุผลสำคัญที่สุดสำหรับการเลือกใช้ HVDC มากกว่าใช้ HVAC ก็คือ HVDC ประหยัดกว่า ถึงแม้ว่าตัวแปลง AC/DC จะมีราคาแพงมาก แต่ค่าใช้จ่ายสายเคเบิลจะน้อยกว่ามาก HVDC ใช้เคเบิลน้อยกว่า เพราะไม่ต้องมี 3 สาย 3 เฟสแบบ AC สายเคเบิลก็เล็กกว่า เพราะกระแสไหลตลอดพื้นที่หน้าตัดของตัวนำ ไม่มี skin effect เหมือน AC ที่กระแสไหลที่ผิวของตัวนำเท่านั้น
ขึ้นอยู่กับระดับแรงดันไฟฟ้าและรายละเอียดการก่อสร้าง, อัตราสูญเสียที่เกิดในการส่งแบบ HVDC จะมีประมาณ 3.5% ต่อ 1,000 กิโลเมตร, ซึ่งเป็นน้อยกว่าอัตราสูญเสียที่เกิดในระบบส่งกำลัง HVAC
HVDC สามารถถ่ายโอนพลังงานระหว่างเครือข่าย AC หลายเครือข่าย กระแสส่วนเกินในระบบหนึ่งสามารถถูกควบคุมโดยอัตโนมัติเพื่อให้การสนับสนุนเครือข่ายอื่นได้ในช่วงมีปัญหาบางอย่าง และไม่มีความเสี่ยงเมื่อเจอปัญหาระบบส่งพลังงานที่ล่มในระบบเครือข่ายหนึ่งจะนำไปสู่การล่มในอีกระบบหนึ่ง
เมื่อประโยชน์ทางเศรษฐกิจและประโยชน์ทางเทคนิคที่รวมกันแล้ว ระบบ HVDC จึงเป็นตัวเลือกที่เหมาะสมสำหรับการเชื่อมต่อแหล่งพลังงานที่ถูกติดตั้งอยู่ห่างไกลจากโหลดหลักมาก
การนำเทคโนโลยีการส่งด้วย HVDC ที่ได้ประโยชน์ที่เห็นได้ชัดในปัจจบัน
- การส่งพลังงานด้วยสายเคเบิลใต้น้ำ (เช่น สายเคเบิล 250 กิโลเมตรในทะเลบอลติกระหว่างสวีเดนและเยอรมนี, สายเคเบิล NorNed 580 กม ระหว่างนอร์เวย์และเนเธอร์แลนด์, และ 290 กิโลเมตร BASSLINK ระหว่างแผ่นดินใหญ่ออสเตรเลียและแทสเมเนีย
- การส่งแบบ ต้นทาง-ปลายทาง ลากยาวโดยไม่มี 'taps' กลางทาง ปกติจะใช้เชื่อมโรงผลิตไฟฟ้าห่างไกล กับกริดหลักโดยตรง ตัวอย่างเช่นระบบการส่งแบบ DC ที่แม่น้ำเนลสัน
- การเพิ่มความจุของกริดพลังงานที่มีอยู่แล้ว ในสถาณะการณ์ที่การวางสายเพิ่มเป็นการยากหรือราคาแพงที่จะติดตั้ง
- การส่งพลังงานและการรักษาเสถียรภาพระหว่างเครือข่าย AC ที่ไม่สัมพันธ์กัน, เช่น การที่สามารถถ่ายโอนพลังงานระหว่างประเทศที่ใช้ AC ที่ความถี่ที่แตกต่างกัน เนื่องจากการถ่ายโอนดังกล่าวสามารถเกิดขึ้นได้ในทั้งสองทาง, มันจะเพิ่มความเสถียรของทั้งสองเครือข่ายโดยการอนุญาตให้เครือข่ายหนึ่งดึงพลังงานอีกเครือข่ายหนึ่งในกรณีฉุกเฉินหรือกรณีระบบล้มเหลว
- การรักษาเสถียรภาพ AC power-grid ที่มีความสำคัญยิ่ง, โดยไม่ต้องเพิ่มระดับคาดการณ์ล่วงหน้าความผิดปกติที่อาจจะเกิด (ไฟฟ้าลัดวงจร)
ระบบสายเคเบิล
สำหรับเคเบิลใต้ท้องทะเลหรือใต้ดิน ไฟฟ้าแรงสูงมีสภาวะค่าความเก็บประจุไฟฟ้าสูงเมื่อเทียบกับสายเคเบิลที่แขวนอากาศ, เนื่องจากตัวนำไฟฟ้าที่มีกระแสไหลภายในสายเคเบิลถูกล้อมรอบโดยชั้นบางๆของฉนวนไดอิเล็กทริก, และเปลือกโลหะ ทำให้มีสภาวะเหมือนกับเป็นตัวเก็บประจุบนแกนร่วมยาวๆ ค่าการเก็บประจุ (อังกฤษ: capacitance) จะเพิ่มตามความยาวของสายเคเบิล ทำให้เหมือนกับมี capacitor คร่อมโหลด เมื่อใช้เคเบิลส่งพลังงานกระแสสลับ กระแสส่วนหนึ่งจะชาร์จประจุเข้าไปในคาร์พาซิเตอร์เสมือนนั้น ทำให้เกิดการสูญเสียพลังงานในรูปของความร้อนในตัวนำในเคเบิล ทำให้อุณหภูมิสูงขึ้น การสูญเสียพลังงานยังเพิ่มขึ้นอันเป็นผลมาจาก dielectric loss ในฉนวนของเคเบิลอีกด้วย
แต่ถ้าใช้กระแสตรง สภาวะตัวเก็บประจุในสายเคเบิลจะถูกชาร์จก็ต่อเมื่อสายเคเบิลถูก energized ในครั้งแรกหรือเมื่อเกิดการเปลี่ยนแปลงระดับแรงดันไฟฟ้าเท่านั้น; ไม่มีกระแสเพิ่มเติมอีก. สำหรับเคเบิลใต้น้ำยาวๆและใช้ไฟ AC ความสามารถในการนำกระแสทั้งหมดของตัวนำจะถูกใช้ไปในการจ่ายกระแสเพื่อชาร์จตัวเก็บประจุในสายเคเบิล ส่วนนี้เป็นตัวจำกัดความยาวและความสามารถในการนำพลังงาน AC ของตัวเคเบิล แต่ DC เคเบิลจะถูกจำกัดด้วยอุณหภูมิและกฏของโอห์ม ถึงแม้ว่าจะมีกระแสรั่วไหลในฉนวนไดอิเล็กทริก แต่ก็น้อยมากเมื่อเทียบกับอัตราทนกระแสของเคเบิล
ข้อเสีย
ข้อเสียของ HVDC อยู่ที่การแปลง AC/DC, การ switch, การควบคุม, ความพร้อมใช้งานและการบำรุงรักษา
HVDC มีความน่าเชื่อถือน้อยกว่า และมีความพร้อมใช้งานต่ำกว่าระบบกระแสสลับ (AC) ส่วนใหญ่เนื่องจากเป็นเพราะอุปกรณ์การแปลงที่มีอยู่จำกัด ในระบบ pole เดียวมีความพร้อมประมาณ 98.5% ประมาณหนึ่งในสามของการหยุดทำงานที่ไม่ได้มีหมายกำหนดการณ์ล่วงหน้า เกิดขึ้นเนื่องจากความผิดพลาด ความผิดพลาดที่พอรับได้ของระบบ bipole ให้ประสิทธิภาพที่สูงเพียง 50% ของความสามารถที่เชื่อมโยง แต่ความพร้อมของการผลิตเต็มกำลังอยู่ที่ประมาณ 97% ถึง 98%.
ตัวแปลง AC/DC มีราคาแพงและมีข้อจำกัดที่ขนาดพิกัดของโหลดที่รับได้ ซึ่งที่ระยะทางการส่งสั้นๆ ความสูญเสียในสถานีแปลงอาจจะมีขนาดมากกว่าในสายส่ง AC ถึงแม้ต้นทุนจากราคาของตัวแปลงอาจจะถูกชดเชยด้วยการลดลงของค่าใช้จ่ายในการก่อสร้างสายและการสูญเสียในสายที่ต่ำกว่าของ HVDC แต่อาจจะไม่คุ้มพอก็ได้
ระบบ HVDC ต้องใช้ชิ้นส่วนอะไหล่จำนวนมาก มักจะเฉพาะเจาะจงสำหรับระบบใดระบบหนึ่ง เนื่องจากระบบ HVDC ยังมีความเป็นมาตรฐานน้อยกว่าของระบบ AC และเทคโนโลยีก็เปลี่ยนเร็วมาก ต้องกักตุนอะไหล่ไว้มากหน่อย มิฉะนั้นอาจล้าสมัย หาซื้อใหม่ไม่ได้
ในทางตรงกันข้ามกับระบบ AC ที่มีการควบคุมระบบหลายสถานีว่ามีความซับซ้อนอย่างดี (โดยเฉพาะอย่างยิ่งกับตัวเปลี่ยนให้เป็นกระแสตรง) เมื่อทำระบบ DC เทียบเท่ากับการขยายโครงการที่มีอยู่ให้ไปใช้กับระบบหลายสถานี พบว่าการควบคุมการไหลของกระแสไฟฟ้าในระบบ DC หลายสถานีต้องมีการสื่อสารที่ดีระหว่างสถานีทั้งหมด. กระแสไฟฟ้าจะต้องได้รับการควบคุมอย่างอย่างดี โดยระบบการควบคุมการแปลงแทนที่จะควบคุมค่าความต้านทานและคุณสมบัติมุมเฟสของสายส่ง ระบบหลายเทอร์มินอลเป็นของหายาก ณ ปี 2012 มีเพียงสองระบบเท่านั้นที่ให้บริการ ได้แก่ ไฮโดรควิเบค - การส่งในนิวอิงแลนด์ระหว่างเรดิสัน, แซนดี้พอนด์ และ Nicolet และการต่อกันระหว่างซาร์ดิเนียกับแผ่นดินใหญ่อิตาลีซึ่งได้รับการแก้ไขในปี 1989 เพื่อให้สามารถส่งพลังงานไปยังเกาะคอร์ซิกาได้ด้วย
เบรกเกอร์วงจร HVDC สร้างยากเพราะกลไกบางอย่างต้องถูกใส่เข้าไปในเบรกเกอร์ เพื่อที่จะบังคับให้กระแสเป็นศูนย์ มิฉะนั้น การ arc ระหว่างหน้าสัมผ้สของเบรกเกอร์ และการสึกหรอของหน้าสัมผัส ทำให้การสวิทชิ่งไม่น่าเชื่อถือ ในเดือนพฤศจิกายน 2012, ABB ประกาศการพัฒนาของเบรกเกอร์ HVDC ตัวแรกของโลก
เบรกเกอร์ของ ABB มีชิ้นส่วนที่ใช้ในการสวิทช์ 4 ชิ้น เป็นกลไก 2 ชิ้น (ความเร็วสูงหนึ่งชิ้นและความเร็วต่ำหนึ่งชิ้น) และเป็นเซมิคอนดักเตอร์ 2 ชิ้น (แรงดันสูงหนึ่งชิ้นและแรงดันต่ำหนึ่งชิ้น) โดยปกติไฟฟ้าจะไหลจากสวิตช์กลไกความเร็วต่ำไปที่สวิตช์กลไกความเร็วสูง, และสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันต่ำ สวิทช์สองตัวสุดท้ายจะขนานกับสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันสูง
ในขั้นต้น หน้าสัมผัสของสวิทช์ทั้งหมดจะถูกปิดวงจร (connect หรือ ON) เนื่องจากสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันสูงมีค่าความต้านทานสูงกว่าสวิตช์กลไกความเร็วสูงกับสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันต่ำกว่ามากๆ กระแสไฟฟ้าที่ไหลผ่านสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันสูงจึงอยู่ในระดับต่ำ ในการ disconnect ขั้นแรกเซมิคอนดักเตอร์สวิทช์แรงดันต่ำเปิดวงจร(Disconnect หรือ off) ทำให้กระแสเปลี่ยนทางไปไหลผ่านสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันสูง เนื่องจากสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันสูงมีความต้านทานสูงมาก มันจึงเริ่มร้อนขึ้นอย่างรวดเร็ว จากนั้นสวิตช์กลไกความเร็วสูงก็จะเปิดวงจร ซึ่งแตกต่างจากสวิทช์เซมิคอนดักเตอร์แรงดันต่ำซึ่งมีเพียงความสามารถในการทนทานต่อแรงดันไฟฟ้าทีตกคร่อมจากสวิทช์สารกึ่งตัวนำไฟฟ้าแรงสูงที่ปิดวงจร นี้เป็นความสามารถในการทนทานต่อแรงดันไฟฟ้าเต็มรูปแบบ เนื่องจากไม่มีกระแสไหลผ่านสวิตช์เมื่อมันเปิด มันจึงไม่ได้รับความเสียหายจากการ arc จากนั้นสวิทช์สารกึ่งตัวนำแรงสูงจะเปิดวงจรซึ่งเป็นการตัดไฟของจริง ถึงอย่างไรก็ตามมันยังไม่เป็นการตัดไฟ 100% สวิทช์กลไกความเร็วต่ำจะ disconnect กระแสที่ค้างอยู่เป็นตัวสุดท้าย
ค่าใช้จ่ายของระบบ HVDC
ค่าใช้จ่ายที่แตกต่างกันขึ้นอยู่กับรายละเอียดของโครงการเช่นการประเมินความสามารถของพลังงาน ความยาวของระยะทาง ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานเมื่อเทียบกับเส้นทางใต้น้ำ ต้นทุนค่าที่ดินและ ค่าใช้จ่ายในการปรับปรุงโครงข่าย AC ในแต่ละสถานี การประเมินอย่างละเอียดของค่าใช้จ่ายของ DC เมื่อเทียบกับของ AC อาจจำเป็นต้องใช้ในกรณีที่ไม่มีความได้เปรียบทางเทคนิคที่ชัดเจนของ DC
อย่างไรก็ตาม ผู้ปฏิบัติงานบางส่วนได้ให้ข้อมูลบางอย่างที่พอใช้ตัดสินใจได้ดีดังนี้:
สำหรับการเชื่อมโยง 8 GW 40 กม. วางใต้ช่องแคบอังกฤษ ต่อไปนี้เป็นค่าใช้จ่ายโดยประมาณสำหรับอุปกรณ์หลัก 2,000 MW 500 kV bipolar เชื่อมโยง HVDC ธรรมดา (ไม่รวมทางทิ้ง, งานเสริมความแข็งแรงบนฝั่ง, งานขออนุญาต, งานวิศวกรรม, การประกันภัย ฯลฯ )
- สถานีแปลง ~ £ 110M (~ 173.7M USD)
- การติดตั้งสายเคเบิลใต้ทะเล + ~ £ 1M/km (~ 1.6M USD / กิโลเมตร)
ดังนั้นสำหรับความจุ 8 GW ระหว่างอังกฤษและฝรั่งเศสในสี่ช่วง, จากงบฯทั้งหมด £ 750m จะเหลือสำหรับงานติดตั้งเพียงเล็กน้อยเท่านั้น เพิ่มอีก£ 200-300M สำหรับงานอื่น ๆ ที่ขึ้นอยู่กับการทำงานบนบกเพิ่มเติมที่จำเป็น.
ประกาศในเดือนเมษายน 2010 สำหรับสายส่ง 2,000 เมกะวัตต์, 64 กิโลเมตรระหว่างสเปนและฝรั่งเศส มีค่าใช้จ่าย 700 ล้าน ยูโร. ค่าใช้จ่ายนี้รวมค่าก่อสร้างอุโมงค์ผ่านเทือกเขาพิเรนี
ขั้นตอนการแปลง
หัวใจของสถานีแปลง HVDC คืออุปกรณ์ที่มีประสิทธิภาพในการแปลงไปมาระหว่างไฟ AC และไฟ DC หรือ Converter. converter ของระบบ HVDC เกือบทุกตัวสามารถแปลงจาก AC เป็น DC (Rectifier) หรือจาก DC ไป AC (Inverter) ได้ ถึงแม้ว่าในระบบ HVDC หลายระบบ ถูกปรับปรุงให้มีการไหลของกระแสไฟฟ้าในทิศทางเดียวเท่านั้น. โดยไม่คำนึงถึงว่า ตัว converter จะถูกออกแบบมาอย่างไร สถานีที่เปลี่ยนกระแสจาก AC เป็น DC จะถูกเรียกว่า rectifier ส่วนสถานีที่เปลี่ยนจาก DC ไป AC จะเรียกว่า Inverter
ระบบ HVDC รุ่นแรกๆใช้การแปลงแบบเครื่องกลไฟฟ้า (ระบบ Thury) แต่หลังจากนั้นทุกระบบ HVDC สร้างที่ขึ้นตั้งแต่ปี 1940 เป็นต้นมาจะใช้การแปลงแบบอิเล็กทรอนิกส์ (static) ตัวแปลงอิเล็กทรอนิกส์สำหรับ HVDC จะแบ่งออกเป็นสองประเภทหลัก ได้แก่:
- Line-commutated converters (LCC)
- Voltage-sourced converters, or voltage-source converters (VSC).
Line-commutated converters
ระบบ HVDC ในปัจจุบันส่วนใหญ่ใช้วิธีการแปลงกระแสไฟฟ้าด้วยวิธีนี้
รูปแบบพื้นฐานของ LCC ใช้ rectifier แบบ bridge สามเฟส หรือ bridge หกพั้ลส์ ที่ประกอบด้วยสวิทช์อิเล็กทรอนิกส์หกตัว แต่ละตัวต่อเฟสใดเฟสหนึ่งเข้ากับราง DC โดยต่อรางบวกหนึ่งตัว รางลบหนึ่งตัว ชิ้นส่วนสวิทชิ่งที่สมบูรณ์มักจะถูกเรียกว่าวาล์ว อย่างไรก็ตามด้วยการเปลี่ยนเฟสใดๆทุก ๆ 60°, harmonic distortion จะถูกสร้างขึ้นที่ขั้ว DC และ AC
เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพ จะใช้ 12 วาล์ว ใน บริดจ์ 12 พั้ลส์ AC 3 เฟสจะถูกแบ่งออกเป็นสองส่วน ชุดหนึ่งถูกจัดให้ secondary เป็นแบบ star อีกชุดหนึ่งเป็น delta ซึ่งจะทำให้เฟสของทั้งสองชุดต่างกัน 30° เมื่อต่อวาล์วทั้ง 12 ตัวเข้าไปเหมือนแบบ 6 พัลส์ จะได้รูปคลื่น 12 พั้ลส์ และฮาโมนิคส์ที่ต่ำมาก ด้วยเหตุนี้ระบบ 12 พั้ลส์ได้กลายเป็นมาตรฐานตั้งแต่ปี 1970
ระบบ LCC แรกๆ ใช้วาล์วปรอทอาร์ค ซึ่งทนทานแต่ต้องการการบำรุงรักษาสูง ด้วยเหตุนี้หลายระบบ HVDC ปรอทอาร์คถูกสร้างขึ้นพร้อมสวิตช์บายพาสข้ามแต่ละบริดจ์ 6-พัลส์เพื่อให้ระบบ HVDC สามารถที่จะทำงานได้ในโหมด 6 พั้ลส์ในระยะเวลาสั้น ๆ ของการบำรุงรักษา ระบบปรอทอาร์คล่าสุดถูกปิดลงในปี 2012
วาล์ว thyristor ถูกใช้เป็นครั้งแรกในระบบ HVDC ในปี 1972 thyristor เป็นอุปกรณ์เซมิคอนดักเตอร์คล้ายกับไดโอด แต่มีขั้วควบคุมพิเศษที่ใช้ในการปิด-เปิดอุปกรณ์ในทันทีในช่วงวงรอบ AC. เพราะแรงดันไฟฟ้าในระบบ HVDC สูงถึง 800 กิโลโวลต์ในบางกรณี มากเกิน breakdown voltage ของ thyristors ที่ใช้, วาล์ว thyristor หลายๆตัวต้องถูกนำมาต่ออนุกรมกัน จะถูกสร้างขึ้นโดยใช้จำนวนมาก thyristors ในชุด ส่วนประกอบ passive เพิ่มเติมเช่นตัวเก็บประจุและตัวต้านทานจะต้องถูกนำมาต่อขนานกับ thyristor แต่ละตัว เพื่อให้แน่ใจว่าแรงดันในตัววาล์วที่ใช้ร่วมมีกันมีขนาดเท่า ๆ กันระหว่าง thyristors แต่ละตัว
Voltage-sourced converters
เพราะ thyristors สามารถเปิดเท่านั้น (ปิดไม่ได้) ระบบควบคุมทำได้เพียงสั่งให้เปิดเท่านั้น ซึ่งเป็นข้อจำกัดในบางกรณี
มีอุปกรณ์สารกึ่งตัวนำประเภทอื่น เช่น insulated-gate bipolar transistor (IGBT) ที่สามารถควบคุมได้ทั้งเปิดและปิด ซึ่งสามารถถูกนำมาใช้เป็นตัวเปลี่ยนทำงานได้เอง ในตัวแปลงดังกล่าว ขั้วของ DC voltage และค่าของ voltage จะคงที่ ด้วยเหตุนี้การแปลงด้วย IGBTs มักจะเรียกว่า voltage sourced converter ความสามารถควบคุมที่เพิ่มขึ้นให้ข้อดีหลายประการโดยเฉพาะอย่างยิ่งความสามารถในการสวิทช์ IGBTs ให้เปิดและปิดหลายครั้งต่อรอบเพื่อปรับปรุงประสิทธิภาพการทำงานของฮาร์โมนิค. เมื่อเปลี่ยนทางได้เอง,ตัวแปลงไม่ต้องอาศัยเครื่องซิงโครนัสในระบบ AC อีกต่อไป เพราะฉะนั้น voltage sourced converter จึงสามารถป้อนพลังงานเข้าไปในโครงข่าย AC ที่ประกอบด้วย passive load เท่านั้น ซึ่งเป็นสิ่งที่ LCC HVDC ทำไม่ได้
ระบบ HVDC ที่ใช้ voltage sourced converters ตามปกติจะใช้การเชื่อมต่อแบบหก-พั้ลส์เพราะตัวแปลงผลิต harmonic distortion น้อยกว่า LCC มาก ทำให้การเชื่อมต่อสิบสอง-พั้ลส์ไม่จำเป็น
ระบบ HVDC VSC ส่วนใหญ่ที่สร้างก่อนปี 2012 อยู่บนพื้นฐานของการแปลงสองระดับ ซึ่งสามารถถูกคิดได้ว่าเป็น 6 pulse bridge โดยที่ thyristors ได้ถูกแทนที่ด้วย IGBTs กับไดโอดที่ขนานและกลับหัวกัน และเครื่องปฏิกรณ์ทำ DC ให้เรียบได้ถูกแทนที่โดยตัวทำ DC ให้เรียบโดย capacitor ซึ่งทำงานแบบ pulse-width modulation (PWM) เพื่อแก้ปัญหา harmonic distortion ใน converter
Converter transformers
ที่ฝั่ง AC ของแต่ละ converter ใช้หม้อแปลงวางเป็นแถว ส่วนใหญ่เป็นหม้อแปลงเฟสเดียว 3 ตัวแยกไม่ติดกัน แยกอยู่ต่างหากออกจาก AC supply ทำตัวเป็นสายดิน และให้แน่ใจว่าได้ DC voltage สุดท้ายที่ถูกต้อง output ของหม้อแปลงเหล่านี้จะถูกต่อเข้าไปยัง converter
หม้อแปลง converter สำหรับระบบ LCC HVDC มีความสามารถมากเพราะกระแสฮาร์โมนิคระดับสูงไหลผ่านตัวมัน และเพราะฉนวนในขดลวด secondary ได้รับแรงดัน DC ถาวรซึ่งมีผลต่อการออกแบบของโครงสร้างฉนวน (ด้านวาล์วต้องใช้ฉนวนที่แข็งแรงกว่า) ภายในถัง. ใน LCC หม้อแปลงยังต้องให้ phase shift 30° ที่จำเป็นสำหรับการหักล้างฮาร์โมนิค
หม้อแปลง converter สำหรับระบบ VSC HVDC การออกแบบมักจะเรียบง่ายมากกว่าของระบบ LCC HVDC
Reactive Power
ข้อเสียเปรียบหลักของระบบ HVDC ที่ใช้ตัวแปลงแบบ LCC คือโดยเนื้อแท้แล้ว converter กินพลังงานปฏิกิริยา (Reactive Power) กระแสไฟฟ้า AC ที่ไหลเข้าใน converter จะตามหลังแรงดัน, converter จะดูดซับ reactive โดยมีพฤติกรรมในลักษณะเดียวกับเป็น shunt reactor reactive power จะดูดซึมอย่างน้อย 0.5 MVAR / MW ภายใต้เงื่อนไขที่จินตนาการและสามารถที่จะสูงกว่านี้เมื่อ converter มีการทำงานที่สูงกว่ามุมยิงหรือมุมการสูญเสียปกติหรือลดแรงดัน DC
แม้ว่าที่สถานี converter ระบบ HVDC เชื่อมต่อโดยตรงกับสถานีพลังงาน บาง reactive power อาจได้รับจากตัว generator เอง ส่วนใหญ่แล้ว reactive power ที่ converter ได้รับต้องมาจาก shunt capacitor ที่ต่ออยู่กับขั้ว AC ของ converter ปกติแล้ว shunt capacitor จะต่อโดยตรงเข้ากับกริด แต่ในบางกรณีอาจจะต่อเข้ากับโวลเทตที่ต่ำกว่าผ่านทางขดลวดที่สามของหม้อแปลง converter
เนื่องจาก reactive power ที่ถูกบริโภคจะขึ้นอยู่กับ active power ที่กำลังถูกส่งออกไป ตัว shunt capacitor มักจำเป็นที่จะต้องถูกแบ่งให้เป็นจำนวนของ switchable bank (ปกติ 4 ต่อ converter) เพื่อป้องกันไม่ให้ส่วนเกินของ reactive power ถูกสร้างขึ้นที่กำลังส่งต่ำ
ส่วนใหญ่แล้ว shunt capacitor จะมาพร้อมตัวปรับแต่งและความต้านทานลอทอนเสมอ เพื่อให้ตัวมันทำงานเป็นตัวกรองฮาร์โมนิคได้ด้วย
ในอีกด้านหนึ่ง ตัวแปลงแบบ VSC สามารถทั้งผลิตหรือบริโภค reactive power ซึ่งเป็นเหตุผลที่ไม่ต้องการ shunt capacitor ต่างหาก (นอกเหนือจากต้องการสำหรับการกรองจริงๆ)
ฮาร์โมนิคส์และการกรอง
Converter แบบอิเล็กทรอนิกส์ทั้งหมดสร้างความเพี้ยน ฮาร์โมนิค ในระบบ AC และ DC ที่มันเชื่อมต่อด้วย ซึ่ง converter HVDC ก็ไม่มีข้อยกเว้น
ด้วย Modular Multi-Level Converter (MMC) ที่เพิ่งถูกพัฒนาเร็ว ๆ นี้ ความเพี้ยนมีระดับเล็กน้อยอาจไม่ต้องนำมาคิด แต่ converter แบบ LCC และแบบ VSC ความเพี้ยนอาจถูกผลิตออกมาทั้งด้าน AC และ DC ของ converter
ตัวกรองสำหรับ converter แบบ LCC
โครงสร้างพื้นฐานของ converter แบบ LCC คือ six-pulse bridge วิธีกำจัดความเพี้ยนที่ราคาถูกที่สุด คือใช้ twelve-pulse bridge (ประกอบด้วย six-pulse bridge สองชุดที่มี phase shift 30°ระหว่างเฟส) การกำจัดความเพี้ยนดังกล่าวยังคงงานท้าทาย แต่สามารถจัดการได้
ในระบบ LCC สำหรับ HVDC มักจะประกอบด้วยตัวกรองฮาร์โมนิคที่ออกแบบมาเพื่อจัดการกับฮาร์โมนิคที่ 11 และ 13 ในด้าน AC, และฮาร์โมนิคที่ 12 ในด้าน DC. บางครั้งตัวกรอง high-pass อาจจะมีไว้ให้จัดการกับ ฮาร์โมนิคที่ 23, 25, 35, 37 ... ในด้าน AC และ 24, 36 ... บนฝั่ง DC บางครั้งตัวกรอง AC นอกจากนี้ยังอาจจำเป็นต้องลดฮาร์โมนิค ที่ต่ำลง เช่น ฮาร์โมนิคที่ 3 หรือ 5
งานของการออกแบบตัวกรองฮาร์โมนิค AC สำหรับสถานีแปลง HVDC มีความซับซ้อนและต้องควบคุมตรวจสอบที่เข้มข้น เพราะนอกจากจะสร้างความมั่นใจว่า converter ไม่ได้ผลิตความเพี้ยนในระดับที่ยอมรับไม่ได้บนแรงดันไฟฟ้าในระบบ AC แล้ว ยังจะต้องทำให้มั่นใจได้ว่าตัวกรองฮาร์โมนิคไม่สร้างความถี่อื่นๆขึ้นมาในส่วนอื่นของระบบ AC ด้วย ความรู้อย่างละเอียดของอิมพีแด้นซ์ของฮาร์โมนิคในระบบ AC, ที่ความถี่หลากหลาย, เป็นสิ่งจำเป็นในการออกแบบตัวกรอง AC.
ตัวกรอง DC ยังจำเป็นสำหรับระบบสายส่งระบบ HVDC ในส่วนของสายส่งแขวนอากาศ การบิดเบือนแรงดันไฟฟ้าไม่ได้เป็นปัญหาเนื่องจากผู้บริโภคไม่ได้เชื่อมต่อโดยตรงกับขั้ว DC ของระบบ ดังนั้นเกณฑ์การออกแบบหลักสำหรับตัวกรอง DC ก็คือ เพื่อให้แน่ใจว่ากระแสฮาร์โมนิคที่ไหลในสาย DC ไม่ก่อให้เกิดการรบกวนกับสายโทรศัพท์ที่อยู่ใกล้เคียง. ด้วยการเพิ่มขึ้นของการสื่อสารโทรคมนาคมมือถือระบบดิจิตอล ซึ่งมีความไวต่อการรบกวนน้อย ตัวกรอง DC จึงมีความสำคัญน้อยกว่าสำหรับระบบ HVDC
ตัวกรองสำหรับ voltage-sourced converters
voltage-sourced converters บางชนิดอาจผลิตความเพี้ยนในระดับต่ำซะจนกระทั่งตัวกรองไม่จำเป็นต้องมี แต่ converter ชนิดแปลงสองระดับ,ใช้กับ pulse-width modulation (PWM), ยังคงต้องมีการกรองแม้จะน้อยกว่าระบบ LCC
ด้วย converter ดังกล่าวสเปกตรัมของฮาร์โมนิคโดยทั่วไปจะเลื่อนไปที่ความถี่สูงกว่าของ LCC จึงทำให้อุปกรณ์ตัวกรองมีขนาดเล็กลง ความถี่ฮาร์โมนิคที่โดดเด่นเป็น sidebands ของความถี่ PWM และตัวทวีคูณของมัน ในการใช้งาน HVDC, ความถี่ PWM โดยทั่วไปจะมีประมาณ 1-2 เฮิร์ทซ์
รูปแบบการใช้งาน
Monopole
- monopole เป็นรูปแบบธรรมดา ขั้วหนึ่งของ rectifier ต่อลงดิน อีกขั้วหนึ่งต่อกับสายส่งซึ่งมีศักย์สูงกว่าหรือต่ำกว่าดิน ขั้วสายดินอาจจะเชื่อมต่อที่สถานีแปลงโดยใช้ตัวนำที่สอง
- Monopole กับ ground return
ถ้าไม่มีตัวนำโลหะติดตั้ง การไหลของกระแสในดินและ/หรือทะเลระหว่างสองขั้วไฟฟ้าดิน electrode ที่ออกแบบมาเป็นพิเศษ รุปแบบนี้คือระบบ return ทางดินด้วยสายเส้นเดียว
ขั้วไฟฟ้า electrode มักจะถูกติดตั้งอยู่หลายสิบกิโลเมตรจากสถานีและถูกเชื่อมต่อไปยังสถานีผ่านทางสายไฟฟ้า electrode แรงดันกลาง การออกแบบของอิเล็กโทรดขึ้นอยู่กับว่าพวกมันจะตั้งอยู่บนที่ดิน หรือบนฝั่ง หรือในทะเล สำหรับการทำรูปแบบ monopolar และ ground return กระแสที่ไหลในดินมีทิศทางเดียวซึ่งหมายความว่าการออกแบบของอิเล็กโทรด (แคโทด) ค่อนข้างง่ายแต่การออกแบบของขั้วอิเล็กโทรด แอโนดค่อนข้างซับซ้อนทีเดียว
สำหรับการส่งกำลังทางไกล ground return ราคาถูกกว่าการใช้ตัวนำเป็นทางกลับ แต่มันจะนำไปสู่ปัญหาเช่น:
- การกัดกร่อนแบบไฟฟ้าเคมีของวัตถุที่เป็นโลหะที่ถูกฝังนานๆ
- ขั้วไฟฟ้าใต้น้ำที่เป็น return path ในน้ำทะเล อาจสร้างคลอรีนหรือผลทางเคมีของน้ำ
- เส้นทางกระแสไม่สมดุลอาจส่งผลให้เกิดสนามแม่เหล็ก ซึ่งสามารถส่งผลกระทบต่อระบบนำทางด้วยเข็มทิศสำหรับเรือที่แล่นผ่านสายเคเบิลใต้น้ำ
Monopole และ return path เป็นโลหะ
ผลกระทบเหล่านี้ก็จะถูกกำจัดด้วยการติดตั้ง return path เป็นโลหะตัวนำระหว่างปลายทั้งสองข้างของสายส่ง monopolar เนื่องจากขั้วหนึ่งของ converter จะเชื่อมต่อกับดิน ตัวนำที่เป็น return path ไม่จำเป็นต้องหุ้มฉนวน ซึ่งจะทำให้ค่าใช้จ่ายน้อยกว่าตัวนำไฟฟ้าแรงสูง การตัดสินใจที่จะใช้ return path เป็นโลหะหรือไม่จะขึ้นอยู่กับปัจจัยทางเศรษฐกิจ ทางด้านเทคนิคและสิ่งแวดล้อม.
ระบบ monopolar ที่ทันสมัยสำหรับสายแขวนอากาศจะถูกนำมาใช้ที่ 1.5 GW. ถ้าใช้สายเคเบิลใต้ดินหรือใต้น้ำจะถูกใช้ที่ราว 600 MW
ระบบ monopolar ส่วนใหญ่ได้รับการออกแบบสำหรับการขยายตัวเป็น bipolar ในอนาคต เสาสูงสำหรับสายส่งอาจได้รับการออกแบบให้แบกรับสายเคเบิลสองเส้น แม้ว่าจะใช้เพียงเส้นเดียวในตอนแรก ตัวนำที่สองอาจไม่ถูกใช้เลย หรือใช้เป็น electrode หรือต่อขนานกับอีกเส้นหนึ่ง(เช่นในกรณีของ Baltic เคเบิล)
Symmetrical monopole
อีกทางเลือกหนึ่งคือการใช้สายส่งไฟฟ้าแรงสูงสองเส้น, ทำงานที่ ± ครึ่งหนึ่งของแรงดันไฟตรง ด้วย converter เพียงตัวเดียวที่ปลายแต่ละด้าน ด้วยวิธีที่เรียกว่า monopole สมมาตร ตัว converter จะถูกต่อลงดินผ่านทาง impedance สูงเท่านั้น และจะไม่มีกระแสดิน การจัดขั้วสมมาตรเป็นเรื่องธรรมดาที่มี converter แบบ LCC (การเชื่อมต่อ NorNed เป็นตัวอย่างที่หาได้ยาก) แต่เป็นเรื่องธรรมดามากกับ converter แบบ VSC
Bipolar
ในการส่งแบบ bipolar ตัวนำสองเส้นถูกนำมาใช้ เส้นนึงที่ศักย์สูง อีกเส้นนึงที่ศักย์ตรงข้าม เนื่องจากตัวนำเหล่านี้จะต้องถูกหุ้มฉนวน ค่าใช้จ่ายสำหรับสายส่งจึงสูงกว่าแบบ monopole ที่มีตัวนำเป็น return path ถึงอย่างไรก็ตาม ข้อได้เปรียบของ bipolar มีมากซึ่งทำให้มันเป็นทางเลือกที่น่าสนใจ
- ภายใต้โหลดปกติ กระแสดินไหลเล็กน้อย เช่นในกรณีของการส่ง monopolar ด้วย return path โลหะ ซึ่งจะช่วยลดการสูญเสียจาก return path และผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อม
- เมื่อเกิดปัญหาบนสายส่ง และมี earth return electrode ติดตั้งทั้งสองด้าน พลังงานประมาณครึ่งหนึ่งยังคงสามารถไหลโดยใช้ดินเป็น return path โดยให้ bipolar ทำงานในโหมด monopolar
- เนื่องจากแต่ละตัวนำของสาย bipolar แบกกระแสเพียงครึ่งเดียวของระบบ monopolar ค่าใช้จ่ายของตัวนำที่สองจะถูกลดลงเมื่อเปรียบเทียบกับ monopolar ในอัตราที่เท่ากัน
- ในภูมิประเทศที่ไม่พึงประสงค์ ตัวนำที่สองอาจถูกติดตั้งบนเสาส่งอิสระ เพื่อที่ว่าหากเกิดปัญหากับสายๆหนึ่ง อีกสายหนึ่งยังใช้ส่งพลังงานได้
- ระบบ bipolar อาจติดตั้ง return path แบบโลหะได้
ระบบ Bipolar อาจถูกใช้งานมากถึง 4 GW ที่แรงดันไฟฟ้า± 660 กิโลโวลต์กับ converter 1 ตัวต่อ pole เช่นเดียวกับโครงการ Ningdong-Shandong ในประเทศจีน ด้วยระดับพลังงานที่ 2,000 MW ต่อ converter สิบสองพั้ลส์. converter สำหรับโครงการดังกล่าวน่าจะ (ณ 2010) มีประสิทธิภาพสูงที่สุดที่เคยสร้างมา. กำลังที่สูงขึ้นสามารถทำได้โดยการเชื่อมต่อ converter 12 พั้ลส์สองชุดหรือมากกว่าเข้าด้วยกันแบบอนุกรม เช่นที่ใช้ในโครงการ Xiangjiaba เซี่ยงไฮ้ในประเทศจีนซึ่งใช้สองชุดในแต่ละ pole ที่ 400 กิโลโวลต์ดีซี 1,600 MW
สายเคเบิลใต้น้ำรับหน้าที่ครั้งแรกเป็น monopole อาจได้รับการอัพเกรดโดยการเพิ่มสายส่งและทำงานเป็น bipole ทีหลัง
รูปแบบ bipolar สามารถถูกนำมาปฏิบัติได้เพื่อที่ว่า ขั้วไฟฟ้าของฝั่งใดหรือทั้งสองฝั่งสามารถถูกเปลี่ยนได้ เพื่อให้การทำงานกลายเป็น 2 monopole แบบขนาน ถ้าสายส่งเส้นหนึ่งเสีย ระบบการส่งยังคงทำงานได้แต่ความสามารถลดลง การสูญเสียอาจเพิ่มขึ้นถ้า ground electride และสายส่งไม่ได้ถูกออกแบบให้มีกระแสเกินในการทำงานโหมดนี้ ในการลดการสูญเสียในกรณีนี้ สถานีช่สงกลางอาจถูกติดตั้งเพื่อให้ line segment ถูกปิดหรือทำให้ขนาน แบบนี้เคยทำที่ Inga–Shaba HVDC.
Back to back
สถานีแบบ Back to back (หรือ B2B สำหรับสั้น) เป็นโรงไฟฟ้าที่มี converter ทั้งสองแบบตั้งอยู่ในพื้นที่เดียวกันหรืออาคารเดียวกัน ความยาวของสายส่ง DC จะถูกทำให้สั้นที่สุด สถานี B2B ถูกนำมาใช้สำหรับ
- การเชื่อมกันของสายส่งไฟฟ้าที่มีของความถี่ที่แตกต่างกัน (เช่นในญี่ปุ่นและอเมริกาใต้และเชื่อมต่อโครงข่ายระหว่าง GCC ยูเออี [50 Hz] และซาอุดีอาระเบีย [60 Hz] เสร็จสมบูรณ์ในปี 2009)
- การเชื่อมกันของสองเครือข่ายความถี่ใกล้กัน แต่ความสัมพันธ์ของเฟลไม่คงที่ (จนกระทั่ง 1995-1996 ใน Etzenricht, Dürnrohr เวียนนาและโครงการ Vyborg HVDC)
- ความถี่และเฟสที่แตกต่างกัน (เช่นการเปลี่ยนโรงงานแปลงกระแสแรงฉุด)
- แรงดันไฟตรงในวงจรกลางสามารถถูกเลือกได้อย่างอิสระที่สถานี B2B เพราะความสั้นของสายส่ง แรงดัน DC มักจะถูกเลือกให้เป็นที่ต่ำที่สุดเท่าที่เป็นไปได้ เพื่อที่จะสร้างห้องโถงวาล์วขนาดเล็กและเพื่อลดจำนวน thyristors ที่เชื่อมต่อแบบอนุกรมในแต่ละชุดวาล์ว ด้วยเหตุนี้ที่สถานี B2B วาล์วมีกระแสสูงสุดที่มีอยู่(ในบางกรณีถึง 4500 A) จะถูกใช้
Multi-terminal system
Config ที่พบมากที่สุดของการเชื่อมโยง HVDC ประกอบด้วยสองสถานีแปลงเชื่อมต่อกันด้วยสายส่งเหนือศีรษะหรือสายเคเบิลใต้ทะเล
ระบบหลายสถานีเชื่อมโยง HVDC ที่เชื่อมต่อมากกว่าสองจุด เป็นของหายาก config ของระบบหลายสถานีอาจเป็นแบบอนุกรม แบบขนานหรือแบบผสม config แบบขนานมีแนวโน้มที่จะถูกใช้สำหรับสถานีการผลิตสูง และแบบอนุกรมสำหรับโรงการผลิตต่ำ ตัวอย่างคือ 2,000 MW ควิเบก-ระบบสายส่งนิวอิงแลนด์ในปี 1992 ซึ่งในปัจจุบันเป็นระบบหลายสถานีระบบ HVDC ที่ใหญ่ที่สุดในโลก
ระบบหลายสถานีเป็นเรื่องยากที่จะนึกออก จากการใช้ระบบ LCC เพราะการพลิกผันพลังงานจะได้รับผลกระทบโดยการกลับขั้วของแรงดันไฟฟ้ากระแสตรง ซึ่งมีผลต่อตัวแปลงทั้งหมดที่เชื่อมต่อกับระบบ แต่ด้วยระบบ VSC การกลับทางของพลังงาน ทำได้โดยการสลับทิศทางของกระแส ทำให้ระบบหลายสถานีที่ต่อแบบขนานถูกควบคุมได้ง่ายมาก ด้วยเหตุนี้เองระบบหลายสถานีถูกคาดหวังว่าจะจะเป็นเรื่องธรรมดามากในอนาคตอันใกล้
Tripole
รูปแบบนี้จดสิทธิบัตรในปี 2004 จุดประสงค์สำหรับการแปลงระบบสายส่ง AC ที่มีอยู่ให้เป็น HVDC สายส่งสองเส้นในสามเส้นจะทำงานเป็น bipole เส้นที่สามจะถูกใช้เป็นขั้วคู่ขนานของ monopole ที่มีวาล์วย้อนกลับ (หรือวาล์วขนานเชื่อมต่อในขั้วตรงกันข้าม) monopole ขั้วขนานค่อยๆปล่อยกระแสจากขั้วหนึ่งไปอีกขั้วหนึ่ง สลับขั้วไฟฟ้าตลอดช่วงเวลาหลายนาที ตัวนำ bipole จะถูกโหลดไปทั้ง 1.37 หรือ 0.37 เท่าของขีดจำกัดความร้อนของมัน ในขณะที่ monopole ขนานอยู่ที่± 1 เท่าของขีดจำกัดความร้อน ค่ารวมของผลกระทบความร้อน RMS เป็นเหมือนกับว่าแต่ละตัวนำแบก 1.0 ของอัตรากระแสตลอดเวลา นี้จะช่วยให้ bipole นำกระแสได้มากขึ้น และใช้ประโยชน์จากสายส่งที่สามในการส่งพลังงานได้เต็มที่ กระแสที่สูงจะไหลไปตลอดความยาวของสายส่งแม้ว่าความต้องการใช้งานจะน้อย เพื่อละลายน้ำแข็งที่เกาะสาย
ณ ปี 2012 ยังไม่มีการแปลง tri-pole ทำงานจริง แม้ว่าสายส่งในประเทศอินเดียได้รับการดัดแปลงเป็น bipole HVDC ไปแล้ว (HVDC Sileru-Barsoor)
การใช้งานรูปแบบอื่นๆ
Cross-Skagerrak ประกอบด้วย 3 pole โดยที่ 2 pole จะสลับเป็นแบบคู่ขนานและ pole ที่สามใช้ขั้วไฟฟ้าตรงข้ามกับแรงดันไฟฟ้าที่สูงขึ้นกว่า การจัดรูปแบบที่คล้ายกันคือ HVDC ระหว่างเกาะในประเทศนิวซีแลนด์หลังจากการ upgrade ความจุในปี 1992 ซึ่งทั้งสอง converter เดิม (ใช้วาล์วปรอทอาร์ค) ถูกสลับเป็นขนานเปลี่ยนการป้อนขั้วเดียวกันและ converterตัวที่สามใหม่ (ทายริสเตอร์) ติดตั้งพร้อมขั้วไฟฟ้าตรงข้ามและแรงดันไฟฟ้าที่สูงขึ้น config แบบนี้จบลงในปี 2012 เมื่อ converter เก่าทั้งสองตัวถูกแทนที่ด้วย converter แบบทายริสเตอร์เดี่ยวตัวใหม่
Corona discharge
การปล่อย Corona คือการสร้างไอออนในของเหลว (เช่นอากาศ) โดยการปรากฏตัวของสนามไฟฟ้าที่แรง อิเล็กตรอนจะถูกฉีกออกมาจากอากาศที่เป็นกลางและไอออนบวกหรืออิเล็กตรอนจะดึงดูดเข้าในตัวนำ ในขณะที่อนุภาคมีประจุล่องลอยออกไป ผลกระทบนี้จะสามารถก่อให้เกิดการสูญเสียพลังงานมากสร้างสัญญาณรบกวนวิทยุและเสียงรบกวน และสร้างสารพิษเช่นออกไซด์ของไนโตรเจนและโอโซนและทำให้เกิดประกายไฟโดดข้าม(arcing)
สายส่งทั้ง AC และ DC สามารถสร้าง Coronas ได้ ในกรณีแรกในรูปแบบของอนุภาคสั่น ในกรณีหลังในรูปของลมคงที่ เนื่องจากประจุจะเกิดขึ้นรอบตัวนำ, ระบบ HVDC อาจจะมีการสูญเสียประมาณครึ่งหนึ่งต่อหน่วยความยาวของระบบไฟฟ้าแรงสูง AC ที่ส่งพลังงานขนาดเดียวกัน กับการส่งแบบ monopolar การเลือกของขั้วไฟฟ้าของตัวนำที่ประจุพลังแล้วนำไปสู่ระดับของการควบคุมการปล่อยโคโรนา โดยเฉพาะเจาะจง ขั้วไฟฟ้าของไอออนที่ปล่อยออกมาสามารถควบคุมได้ซึ่งอาจมีผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมในการสร้างโอโซน โคโรนาขั้วลบสร้างโอโซนมากกว่าโคโรนาขั้วบวกและสร้างมันไปตลอดแนวสายไฟ, การสร้างศักยภาพในการผลกระทบต่อสุขภาพ การใช้แรงดันไฟฟ้าที่เป็นบวกจะช่วยลดผลกระทบต่อโอโซนของสายส่ง HVDC ระบบ monopolar
การประยุกต์ใช้
ภาพรวม
ความสามารถในการควบคุมการไหลของกระแสไฟฟ้าผ่านวงจรเรียงกระแส HVDC และอินเวอร์เตอร์, การนำไปประยุกต์ใช้งานในการเชื่อมต่อกับโครงข่ายที่ไม่ synchronize กัน, การนำไปใช้กับเคเบิลใต้น้ำที่การเชื่อมต่อด้วยระบบ HVDC ถูกนำมาใช้ระดับประเทศหรือภูมิภาคสำหรับการแลกเปลี่ยนพลังงาน (ในอเมริกาเหนือการเชื่อมต่อ HVDC ได้แบ่งหลายส่วนของประเทศแคนาดาและสหรัฐอเมริกาเข้าสู่หลายๆภูมิภาคไฟฟ้าข้ามพรมแดนของประเทศ แม้ว่าวัตถุประสงค์ของการเชื่อมต่อเหล่านี้จะยังคงอยู่ในการเชื่อมต่อกริด AC ที่ไม่ได้ synchronize ของแต่ละประเทศก็ตาม) windfarms ในทะเลยังต้องการสายเคเบิลใต้ทะเลและกังหันลมผลิตไฟฟ้าของพวกเขาก็ไม่ synchronized ในการเชื่อมต่อในระยะไกลมากๆระหว่างสองสถานที่เช่นการส่งพลังงานจากโรงไฟฟ้าพลังน้ำขนาดใหญ่ที่อยู่ระยะไกลไปพื้นที่อยู่อาศัยในเมือง ระบบการส่งแบบ HVDC อาจเหมาะสมในการถูกนำมาใช้; หลายแผนของหลักการเหล่านี้ได้ถูกสร้างขึ้น สำหรับการเชื่อมโยงไปยังไซบีเรีย แคนาดาและสแกนดิเนเวียเหนือ ค่าใช้จ่ายของสายส่งที่ลดลงของ HVDC ยังทำให้โครงการมันมีความเป็นไปได้
การเชื่อมโยงเครือข่าย AC
สายส่ง AC สามารถเชื่อมต่อระหว่างเครือข่าย AC ที่ synchronize แลัวและมีความถี่เดียวกันเท่านั้น อันเนื่องจากข้อจำกัดเกี่ยวกับความแตกต่างของเฟสที่อนุญาตระหว่างปลายทั้งสองของสายส่ง หลายพื้นที่ที่ต้องการแชร์พลังงานมีเครือข่ายที่ไม่ synchronize กริดพลังงานของสหราชอาณาจักร, ยุโรปเหนือและทวีปยุโรปไม่ปึกแผ่นเข้าสู่เครือข่ายข้อมูลให้เป็นหนึ่งเดียว ญี่ปุ่นมีเดครือข่ายทั้งความถี่ 50 Hz และ 60 Hz ทวีปอเมริกาเหนือในขณะที่ใช้ไฟที่ 60 Hz ไปทั่ว ยังแบ่งออกเป็นภูมิภาคที่ไม่ synchronize: ตะวันออก, ตะวันตก, เท็กซัส, ควิเบกและอลาสก้า บราซิลและปารากวัยซึ่งแชร์โรงไฟฟ้าพลังน้ำจากเขื่อน Itaipu ที่ยิ่งใหญ่ ใช้ไฟ 60 Hz และ 50 Hz ตามลำดับ แต่ระบบ HVDC ทำให้มันเป็นไปได้ที่จะเชื่อมต่อระหว่างเครือข่าย AC ที่ไม่ synchronize และยังเพิ่มความเป็นไปได้ในการควบคุมแรงดันไฟฟ้า AC และการไหลเวียนของ reactive power
เครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่เชื่อมต่อกับสายส่ง AC ยาวๆ อาจจะไม่แน่นอนและหลุดออกจากการ synchronize กับระบบไฟ AC ที่อยู่ไกลๆ การเชื่อมต่อระบบสายส่งด้วย HVDC อาจทำให้มันเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจที่จะใช้เชื่อมโยงหลายแหล่งผลิตเข้าด้วยกัน เช่น ฟาร์มลมที่ตั้งอยู่นอกชายฝั่งอาจใช้ระบบ HVDC ในการเก็บรวบรวมพลังงานจากเครื่องปั่นไฟที่ไม่ synchronize จากหลายแหล่งก่อนส่งผ่านไปยังฝั่งด้วยสายเคเบิลใต้น้ำ.
อย่างไรก็ตาม โดยทั่วไปแล้ว ระบบเชื่อมต่อระหว่างกันด้วย HVDC ระหว่าง AC สองภูมิภาค ต้องใช้ converter ที่มีราคาสูง ทำให้ค่าใช้จ่ายเริ่มต้นมีค่าสูง เมื่อเทียบกับ HVAC โดยเฉพาะอย่างยิ่ง ในการส่งระยะทางสั้นๆ. ดังนั้น HVDC จะถูกกว่า HVAC ในการส่งระยะไกลๆ ระยะ break-even อยู่ที่ประมาณ 50 กิโลเมตรสำหรับสายเคเบิลใต้น้ำและอาจจะ 600-800 กิโลเมตรสำหรับสายเคเบิลอากาศ ค่าใช้จ่ายด้านเคเบิลทองแดงมีแต่จะสูงขึ้น แต่ค่าใช้จ่ายด้านอิเล็คโทรนิกส์มีแต่จะลดลง
เทคโนโลยีอิเล็กทรอนิกส์ยังนำเสนอโอกาสที่จะจัดการกริดพลังงานได้ประสิทธิภาพโดยการควบคุมขนาดและทิศทางการไหลของพลังงาน เพราะฉะนั้น ประโยชน์เพิ่มเติมของการใช้การเชื่อมโยง HVDC คือการมีศักยภาพที่จะเพิ่มความมั่นคงในกริดสายส่งพลังงาน
superhighways ของไฟฟ้าทดแทน
การศึกษาจำนวนมากได้เน้นประโยชน์ของซุปเปอร์กริดวงกว้างๆที่อาจเกิดขึ้นจากจากระบบ HVDC เนื่องจากระบบสามารถบรรเทาผลกระทบจากความไม่แน่นอนโดยการเฉลี่ยและการทำให้เรียบของกระแสไฟฟ้าที่ออกมาจากฟาร์มลมหรือฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์ที่เพี้ยนเนื่องจากแหล่งผลิตของแต่ละที่ตามภูมิศาสตร์ การศึกษาของ Czisch สรุปว่ากริดครอบคลุมขอบของทวีปยุโรปสามารถนำพลังงานทดแทน 100% (70% ลม,ชีวมวล 30%) ที่ระดับใกล้เคียงกับราคาของวันนี้ มีการถกเถียงเรื่องความเป็นไปได้ทางเทคนิคของข้อเสนอ [37] และความเสี่ยงทางการเมืองที่เกี่ยวข้องในการส่งพลังงานข้ามจำนวนมากของพรมแดนระหว่างประเทศ.
การก่อสร้าง superhighways พลังงานสีเขียวดังกล่าวได้รับการสนับสนุนในแบบแปลนที่ถูกปล่อยออกมาจากสมาคมพลังงานลมอเมริกันและสมาคมอุตสาหกรรมพลังงานแสงอาทิตย์ในปี 2009. "ซุปเปอร์ไฮเวย์สีเขียว" Sunrise Powerlink ระยะทาง 117 ไมล์ 500 กิโลโวลต์ ซึ่งอย่างไรก็ตาม เป็นสายส่ง AC เสร็จสมบูรณ์โดย SDG & E ในปี 2012 เชื่อมต่อพลังงานลมจาก Imperial Valley ไป San Diego
เมื่อมกราคม 2009 คณะกรรมาธิการยุโรปเสนอ€ 300 ล้าน อุดหนุนการพัฒนาของการเชื่อมโยง HVDC ระหว่างไอร์แลนด์ สหราชอาณาจักร เนเธอร์แลนด์ เยอรมนี เดนมาร์กและสวีเดนซึ่งเป็นส่วนหนึ่งของ € 1.2 พันล้าน แพคเกจสนับสนุนการเชื่อมโยงไปยังฟาร์มลมนอกชายฝั่งและข้ามพรมแดนทั่วยุโรป ในขณะเดียวกัน ยูเนี่ยนของทะเลเมดิเตอร์เรเนียน ที่ก่อตั้งขึ้นเมื่อเร็ว ๆ นี้ได้ค้ำจุนแผนพลังงานแสงอาทิตย์เมดิเตอร์เรเนียนที่จะนำเข้าพลังงานแสงอาทิตย์จำนวนมากมุ่งเน้นในยุโรปจากแอฟริกาเหนือและตะวันออกกลาง.
ดูเพิ่ม
- Electrode line
- European super grid
- High-voltage cable
- เครื่องกำเนิดไฟฟ้า
- Lyon-Moutiers DC transmission scheme
- เคเบิ้ลใต้น้ำ
- Transmission tower
- Uno Lamm
- Valve hall
อ้างอิง
- [1], ประวัติการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย
- [2] 2016-03-05 ที่ เวย์แบ็กแมชชีน, การส่งจ่ายกำลังไฟฟ้าแบบ HVDC ไทยแลนด์อินดัสตรี้ดอตคอม
| คอมมอนส์ มีภาพและสื่อเกี่ยวกับ: ระบบสายส่งกระแสตรงความดันสูง |