La corrente continua ad alta tensione ( HVDC ), inglese alta tensione in corrente ( HVDC ) è una tecnologia di elettronica di potenza utilizzati per il trasporto di energia elettrica in corrente continua ad alta tensione . Il suo utilizzo è minore rispetto al tradizionale trasporto elettrico in corrente alternata (AC) delle nostre reti elettriche . Il suo principale interesse è quello di consentire il trasporto di energia elettrica su lunghe distanze; la corrente continua causa meno perdite in questo caso. Inoltre, è l'unica possibilità per il trasporto di elettricità in cavi interrati o sottomarini su distanze superiori a circa 100 km . Infatti, la potenza reattiva prodotta dalla natura capacitiva del cavo , se fornita da corrente alternata, finisce per impedire il trasporto della potenza attiva ricercata. In corrente continua, non viene prodotta potenza reattiva nel cavo. Anche altri vantaggi della tecnologia HVDC possono giustificare la sua scelta su collegamenti più corti: facilità di regolazione, influenza sulla stabilità e possibilità di regolare in particolare la potenza trasmessa.
Una stazione in corrente continua ad alta tensione può consentire di collegare tra loro due reti AC non sincrone , ad esempio non aventi la stessa frequenza (connessioni in Giappone tra isole a 50 Hz e altre a 60 Hz ) o con impostazioni di frequenza indipendenti. Ciò consente di scambiare energia tra le reti senza collegarle direttamente e quindi evitando la propagazione di instabilità da una rete all'altra. Più in generale, viene migliorata la stabilità delle reti, il flusso di energia viene interrotto se viene rilevata un'instabilità o un guasto su un lato del collegamento, che quindi non si propaga. Oltre questo punto, le connessioni HVDC consentono un netto guadagno in termini di stabilità. Ad esempio, i collegamenti HVDC VSC consentono di stabilizzare la rete, tra l'altro fornendo solo la quantità di energia reattiva necessaria alla rete per avere un profilo di tensione stabile.
La tecnologia HVDC è apparsa negli anni '30 . È stato sviluppato da ASEA in Svezia e Germania . La prima linea HVDC è stata costruita in Unione Sovietica nel 1951 tra Mosca e Kachira . Un'altra linea fu poi costruita nel 1954 tra l'isola di Gotland e la Svezia continentale, con una tensione di 100 kV e una potenza di 20 MW .
Esistono due principali famiglie tecnologiche di connessioni in corrente continua:
I primi sono utilizzati per trasmissioni di potenze elevate o molto elevate, fino a 7600 MW , con tensioni fino a ± 800 kV , su lunghe distanze, fino a 2500 km . Il secondo, più modulabile, più compatto, non richiedendo una rete "forte", è particolarmente adatto per la trasmissione di energia elettrica da turbine eoliche offshore o per la trasmissione di energia elettrica tramite cavo in polietilene reticolato (XLPE), quindi senza olio minerale . Tuttavia, ha una potenza massima limitata a 1 GW per bipolo nel 2012.
Negli anni 1880 ci fu una guerra di correnti tra i fautori di una rete in corrente continua come Thomas Edison e quelli di una rete in corrente alternata come Nikola Tesla e George Westinghouse . La corrente continua è sopravvissuta a 10 anni; ma rapidamente lo sviluppo dei trasformatori di potenza , necessari per alzare la tensione e quindi limitare le perdite, portò alla generalizzazione delle reti in corrente alternata.
Così nelle reti correnti, l'energia elettrica è prodotta in corrente alternata, trasportata, distribuita e consumata principalmente in corrente alternata. Tuttavia, in alcuni casi è vantaggioso l'uso della corrente continua: rende possibile il collegamento di reti asincrone, viene utilizzata quando la distanza è troppo grande per avere un collegamento aereo in corrente alternata stabile e / o economico, per trasportare grandi potenze, per linee sottomarine, per aumentare la potenza senza aumentare la potenza di cortocircuito o per migliorare le prestazioni della rete AC grazie alla controllabilità delle stazioni HVDC.
È stato solo con lo sviluppo dell'elettronica di potenza, in particolare con l'invenzione dei diodi a vapori di mercurio, che è diventato possibile l'uso della corrente continua ad alta tensione. Questa invenzione fu seguita da quella dei tiristori basati su semiconduttori negli anni 70. I transistor bipolari a gate isolato (IGBT) apparvero solo più tardi.
Le linee di trasmissione in corrente continua sono sempre più diffuse, il ritmo dei progetti è in aumento negli ultimi anni.
La tecnologia HVDC LCC offre grandi vantaggi per il trasporto di grande potenza da una centrale elettrica a un carico distante. A differenza delle linee CA, le linee HVDC non necessitano di compensazione su lunghe distanze, la stabilità dell'impianto non è minacciata e anche le perdite di linea sono molto ridotte.
La riduzione delle perdite è in particolare legata al fatto che la resistenza DC delle linee è inferiore rispetto alla corrente alternata (assenza di effetto pelle ), ma soprattutto al fatto che solo la potenza attiva viene trasportata in corrente continua. Le perdite in joule dovute al trasporto di potenza reattiva non esistono in corrente continua, la corrente è quindi limitata solo dalle capacità termiche dei conduttori. Al contrario, la corrente continua ad alta tensione implica ulteriori perdite nelle stazioni di conversione. Al di là di ogni considerazione tecnica, la scelta economica se utilizzare o meno la corrente continua per un lungo collegamento è legata in particolare all'equilibrio tra tre parametri:
Ciò si traduce quindi in una lunghezza della linea oltre la quale un progetto di linea CC è redditizio. Questa lunghezza è generalmente stimata intorno ai 500 km .
Gli esempi più eclatanti sono i collegamenti tra le dighe, la diga delle Tre Gole , le dighe del Tibet o di Itaipu e il centro di carico: costa cinese, sud-est del Brasile. A tale scopo vengono utilizzate tensioni molto elevate: ± 500, 600 o 800 kV . La facilità di controllo degli HVDC è anche un grande vantaggio per la gestione di tali poteri.
Inoltre, l'HVDC è particolarmente adatto per il trasporto di energia elettrica via cavo, sottomarino tra gli altri. Oltre una certa distanza, approssimativamente dai 60 agli 80 km per i collegamenti sotterranei o sottomarini, l'importanza della corrente capacitiva rende poco appetibile il trasporto di energia elettrica in corrente alternata. I cavi AC hanno infatti un comportamento capacitivo rispetto alla terra. Le loro cariche e scariche finiscono per consumare tutta la corrente disponibile. In altre parole, la potenza trasportata dal cavo diventa completamente reattiva. Per ridurre questo effetto capacitivo, sono installati in legami convenzionali reattanza AC di compensazione , che è costoso. Questo fenomeno si verifica solo per la corrente CC quando si accende o si inverte la polarità (per VSC non c'è nemmeno l'inversione di polarità). Nello stato stazionario, essendo la corrente continua, la capacità parassita del cavo non si carica né si scarica. Non esiste quindi un limite teorico esistente, in termini di distanza, per l'HVDC. Pertanto, il progetto NorNed tra Norvegia e Paesi Bassi comprende due cavi di 580 km ciascuno.
L'uso del cavo in polietilene reticolato è possibile solo per i VSC, poiché la polarità inversa li danneggia. Questi cavi hanno il vantaggio di non contenere petrolio, il che ha un vantaggio ecologico. La tecnologia VSC è quindi spesso associata ai cavi.
Vedere la sezione dalla testa alla coda
Il tema delle linee HVDC viene ripreso regolarmente nei dibattiti sulle energie rinnovabili per diversi motivi. Innanzitutto, come visto nel capitolo precedente, i cavi CC sono le uniche soluzioni per il trasporto di elettricità sott'acqua su lunghe distanze. Sono quindi utilizzati per collegare parchi eolici lontani dalla costa. La tecnologia VSC viene utilizzata perché richiede meno spazio, è inizialmente indipendente dalla potenza di cortocircuito della rete, e può quindi alimentare una fonte passiva o evacuare l'energia proveniente da un impianto funzionante in modo intermittente. I primi progetti di questo tipo sono stati realizzati nel Mare del Nord con la piattaforma BorWin Alpha , altri progetti ordinati da TenneT sono in costruzione nello stesso settore.
D'altra parte, le energie rinnovabili modificano la tipologia dei flussi sulle reti. Questi ora fluttuano più frequentemente, con ampiezze di variazione maggiori e coprono distanze maggiori. La rete di trasmissione esistente è stata progettata per trasportare energia dalle centrali ad alta potenza ai centri di consumo. Poiché le fonti di energia rinnovabile si trovano raramente nello stesso punto delle centrali ad alta potenza, la rete deve essere rafforzata dove sono collegati nuovi impianti. Inoltre, poiché le energie rinnovabili fluttuano, diventa importante essere in grado di trasportare l'elettricità su distanze maggiori, quindi in Germania le turbine eoliche si trovano principalmente nel nord del paese mentre i pannelli fotovoltaici si trovano principalmente nel sud, a seconda che il tempo è soleggiato o ventoso l'elettricità deve essere convogliata da un'estremità all'altra del paese. Il governo tedesco ha quindi programmato il potenziamento della propria rete elettrica sull'asse nord - sud con la realizzazione da qui (da ultimare) di 4-5 linee utilizzando tecnologia HVDC VSC per una potenza complessiva compresa tra 10 e 28 GW secondo il scenario selezionato. Queste linee utilizzeranno il più possibile i corridoi infrastrutturali già esistenti, tuttavia dovranno essere costruiti nuovi corridoi con una lunghezza compresa tra 3.500 e 4.700 km . Le linee AC devono essere trasformate in linee HVDC. In totale l'investimento previsto, HVDC e rafforzamento della rete AC, ammonta tra 19 e 27 miliardi di euro, di questo totale da 5 a 12 miliardi riguarda installazioni HVDC.
La popolazione è sempre meno propensa ad accettare il passaggio di linee ad alta tensione nel loro vicinato e linee in corrente continua essendo particolarmente adatte al trasporto in cavo elettrico, la probabilità di vedere una buona parte del rinforzo essere fatta in cavo e in corrente continua è alta . Inoltre, le linee in corrente continua consentono di controllare il flusso di energia, particolarmente utile in una rete elettrica che sta diventando sempre più complessa.
Nel contesto di un uso significativo delle energie rinnovabili, è auspicabile un rafforzamento su scala più ampia, poiché le risorse energetiche rinnovabili delle diverse regioni o paesi non sono le stesse in un dato momento. Sono quindi allo studio progetti di super rete, in particolare a livello europeo, al fine di agevolare la produzione. Questi progetti sono stati sovvenzionati dalla Commissione Europea dal gennaio 2009, al fine di migliorare le interconnessioni tra i paesi europei. I progetti di collegamento attraverso il Mar Mediterraneo sono stati studiati anche come parte di un programma su larga scala: il progetto Desertec della Cooperazione Trans-Mediterranea per le Energie Rinnovabili .
Il primo collegamento elettrico a lunga distanza costruito nel 1882 tra Miesbach e Monaco utilizzava corrente continua con una tensione di 2,5 kV . Un metodo per il trasporto di corrente continua ad alta tensione fu poi sviluppato dall'ingegnere svizzero René Thury e poi implementato nel 1889 in Italia dalla società Acquedotto De Ferrari-Galliera . La sua idea era di collegare motori DC e generatori in serie per aumentare la tensione. La linea era alimentata da una corrente costante, con una tensione di 5 kV per macchina, alcune macchine avevano due interruttori per ridurre la tensione applicata a ciascuna. Infine, questo sistema è stato in grado di trasmettere 630 kW ad una tensione di 14 kV continua su una distanza di 120 km . Rimase in servizio fino al 1913.
Un altro progetto pionieristico è stata la linea Lyon-Moûtiers in grado di trasmettere 8.600 kW di energia idroelettrica su una distanza di 200 km , di cui 10 sotterranei. Il sistema utilizzava 8 generatori collegati in serie con due interruttori per generatore. In totale, c'era una tensione di 150 kV tra i poli. Fu in funzione dal 1906 al 1936. Altri sistemi Thury operavano negli anni '30 con tensioni fino a 100 kV , ma le macchine rotanti richiedevano molta manutenzione e avevano una scarsa efficienza. Altri sistemi elettromeccanici sono stati testati durante la prima metà del XX ° secolo senza successo commerciale. Kimbark riferisce che questi sistemi avevano un tasso di disponibilità di circa il 70%, che è certamente accettabile ma lontano dagli attuali standard di qualità .
È stato ideato un metodo per diminuire la tensione della corrente continua ad alta tensione a fine linea utilizzando batterie collegate in serie. Successivamente sono stati collegati in parallelo per alimentare la rete di distribuzione. Ma a causa della capacità limitata delle batterie, la difficoltà del passaggio serie / parallelo, nonché le perdite di energia causate dalle loro cariche e scariche portarono al fallimento dei due esperimenti commerciali che furono tentati.
I diodi al mercurio furono inventati nel 1901. Furono usati per la prima volta per correggere la tensione attraverso le macchine elettriche industriali. L'uso di diodi a vapore di mercurio nelle reti elettriche, pensato nel 1914, fu sviluppato tra gli anni 1920 e 1940. Furono progettati anche diodi Thyratron . Gli stati pionieri in questo campo sono quelli con lunghe linee elettriche: Stati Uniti, URSS e Svezia. Nel 1932, la General Electric testò una linea a corrente continua da 12 kV con diodi a vapori di mercurio . Viene utilizzato per fornire un carico a 60 Hz a Mechanicville mentre l'elettricità viene prodotta a 40 Hz . Nel 1941, un collegamento da 60 MW , ± 200 kV su una distanza di 115 km , l' Elbe-Projekt , fu progettato per rifornire Berlino . Deve utilizzare diodi a vapori di mercurio. Tuttavia, la caduta del regime nel 1945 ha impedito il completamento dei piani. Per giustificare i fondi stanziati per il progetto nel bel mezzo della guerra, i suoi progettisti sostengono che un cavo sotterraneo è meno sensibile ai bombardamenti rispetto a una linea aerea. L'Unione Sovietica si impossessò dell'attrezzatura alla fine della guerra e la costruì tra Mosca e Kachira. Questo collegamento, così come la linea costruita da ASEA tra l'isola di Gotland e la Svezia, segnano i veri inizi della tecnologia HVDC.
Il lavoro del Dr. Uno Lamm in Svezia sul campo significa che è spesso considerato il padre di HVDC. L' IEEE ha anche nominato il premio per un importante progresso tecnologico nel campo dell'HVDC con il suo nome.
Nelson River 1 a Manitoba , in Canada , è l'ultima stazione HVDC ad essere stata messa in servizio con questa tecnologia nel 1972.
Da allora, tutte le stazioni che utilizzano questa tecnologia sono state chiuse o rinnovate, con i diodi a vapori di mercurio sostituiti da sistemi a semiconduttore. L'ultimo collegamento ad averlo in servizio è la linea HVDC Inter-Island in Nuova Zelanda , che collega le due isole come suggerisce il nome. Prima ha mantenuto un solo polo con questa tecnologia, poi ha interrotto il suo sfruttamento1 ° mese di agosto 2012 contemporaneamente all'entrata in funzione dei nuovi convertitori a tiristori.
I seguenti progetti hanno utilizzato questa tecnica:
Dal 1977, tutti i sistemi HVDC sono stati costruiti con componenti a stato solido , nella maggior parte dei casi tiristori . Come i diodi a vapore di mercurio, i tiristori necessitano di un circuito esterno, la rete CA, per essere commutati, quindi fanno parte della famiglia LCC e hanno le stesse restrizioni.
Lo sviluppo di questa tecnologia iniziò alla fine degli anni 60. Il primo collegamento costruito fu la stazione di Eel River in Canada. È stato commissionato nel 1972 e General Electric è l'appaltatore principale.
Nel 2012, le valvole a tiristori sono state utilizzate in più di 100 progetti, e altri sono ancora in programma.
Una tecnologia apparsa negli anni '80 per azionare motori elettrici, la prima applicazione HVDC risale al 1997, con il progetto sperimentale Hellsjön - Grängesberg in Svezia.
Gli sviluppi nel campo dei semiconduttori, e in particolare degli IGBT , hanno reso più accessibili i piccoli collegamenti in corrente continua. ABB , Siemens e Alstom erano presenti sul mercato nel 2012. I convertitori per sorgenti di tensione sono apparsi nel 1997.
Le prime installazioni utilizzavano la modulazione di larghezza di impulso su convertitori a 2 stadi, in pratica la tensione è poi alternativamente + V e -V, la modulazione di larghezza di impulso permette di ottenere una fondamentale sinusoidale. Tuttavia i filtri devono essere costruiti per eliminare le armoniche , occupano molto spazio, circa la metà della superficie della stazione, e rimangono costosi.
Da allora Siemens ha lanciato nel 2010 una tecnologia denominata “ Modular Multi-Level Converter ” (MMC), convertitori con moduli multistadio, che permette di riprodurre fedelmente un'onda sinusoidale senza l'ausilio di filtri. Da allora ABB ha lanciato una simile cosiddetta tecnologia "a cascata" , acronimo CTLVSC-HVDC. Alstom sta per lanciare una tecnologia "ibrida" tra LCC e VSC denominata "Hybrid" , acronimo HML-VSC-HVDC.
Una tecnologia che mette i condensatori in serie tra i trasformatori e le valvole è stata progettata da ABB per consentire l'uso di HVDC in reti deboli. Denominato " Convertitore a commutazione di condensatore " (CCC), ha quasi perso ogni interesse dall'emergere dei VSC.
Oltre a consentire il trasporto di energia elettrica, gli HVDC hanno l'utilità di stabilizzare la rete durante eventi transitori. Inoltre le linee in corrente continua non propagano guasti: se si verifica un cortocircuito o una mancanza di alimentazione su un lato della linea, il collegamento viene automaticamente interrotto, non interessando l'altro lato.
Uno dei difetti delle linee HVDC, sia LCC che VSC, è che non hanno la stessa capacità di sovraccarico temporaneo delle linee CA.
La stragrande maggioranza dei sistemi HVDC in funzione sono commutati da linee. Come suggerisce il nome, questi convertitori dipendono dalla rete a cui sono collegati per eseguire la commutazione. Sono costituiti da elementi che possono essere attivati solo dal circuito di controllo, il loro blocco può venire solo da condizioni esterne, come diodi a vapori di mercurio o tiristori .
I convertitori LCC richiedono un circuito esterno per forzare la corrente a zero e quindi consentire l'arresto del sistema. Dicono di aver bisogno di una rete abbastanza forte. In caso contrario, si verificano errori di commutazione, la corrente non scorre da un ramo del ponte a un altro, quindi la tensione di uscita non è sinusoidale. Da qui il loro nome di Line Switched Converters (LCC). Questa caratteristica rende impossibile il collegamento della linea ad un carico passivo, senza generatore. Ciò implica che è difficile riavviare una rete utilizzando un LCC. Allo stesso modo, un collegamento LCC deve trasportare una potenza minima, in genere circa il 10% della potenza nominale, per evitare errori di commutazione.
Nella tecnologia LCC, la corrente continua non cambia direzione. Passa attraverso bobine ad alta induttanza, dette "bobine di levigatura" , che lo mantengono ad un livello pressoché costante. Il suo valore è determinato dalla caduta di tensione tra le due stazioni e dalla resistenza della linea, semplice legge di Ohm . Le stazioni possono essere modellate sul lato AC da sorgenti di corrente ; si parla quindi di convertitore di sorgente di corrente per designare questa tecnologia.
Poiché la direzione della corrente è sempre la stessa, la direzione del flusso di corrente viene invertita invertendo la tensione CC in entrambe le stazioni. Alcuni sistemi HVDC fanno pieno uso di questa bidirezionalità, tipicamente nel caso di interconnessioni come tra Francia e Inghilterra . Altri sono destinati soprattutto ad esportare l'energia prodotta da una centrale come la diga di Itaipu in Brasile che è collegata alla costa del Paese da una linea in corrente continua, una direzione può poi essere ottimizzata a scapito dell'altra.
Come spiegato in dettaglio nella sezione sui filtri , gli LCC hanno la colpa di consumare potenza reattiva. Tuttavia, questo ha un effetto collaterale interessante: le correnti di cortocircuito essendo quasi puramente reattive (le linee aeree essendo principalmente induttive) e gli LCC non essendo in grado di produrre potenza reattiva, le stazioni LCC non contribuiscono all'alimentazione del guasto. In altre parole, gli LCC non aumentano la potenza di cortocircuito della rete.
Ponte a 6 impulsiIl sistema è costituito da ponti di diodi trifase, o ponte a 6 impulsi, che possono essere rappresentati con solo sei elementi di commutazione, chiamati " valvola " in inglese e francese, che collegano ciascuno una fase del sistema CA ad una fase del sistema. ha continuato. In ogni momento, devono essere accese due valvole, una in cima al ponte e una in basso, ciascuna che collega una diversa fase AC a una delle due linee DC. Due fasi AC sono quindi collegate in serie alle linee DC, la tensione DC è quindi sempre uguale alla somma di due fasi AC. Ad esempio quando le valvole V1 e V2 sono conduttive, la tensione continua è uguale alla tensione della fase 1 più quella della fase 3.
A causa dell'induttanza delle linee AC, il passaggio da una valvola all'altra, da una fase all'altra, la commutazione non è istantanea. Quando si cambia, c'è una sovrapposizione: due valvole si azionano contemporaneamente. Ad esempio, se le valvole V1 e V2 sono attive e la valvola V3 è adescata, il percorso della corrente dovrebbe passare dalla valvola V1 alla valvola V3 e per un breve periodo entrambe sono in conduzione.
Durante questo istante la tensione continua è pari alla media della tensione delle fasi 1 e 2 meno quella della fase 3. L'angolo di sovrapposizione µ aumenta con la corrente trasportata dall'impianto. Con α l'angolo di ritardo in apertura del tiristore, tipicamente α + µ ha un valore compreso tra 13 e 18 ° a piena potenza.
Durante la stratificazione, la tensione CC è inferiore rispetto alla sua assenza, forma una sorta di dente caratteristico. Di conseguenza, la tensione continua diminuisce mediamente all'aumentare del periodo di sovrapposizione, in altre parole la tensione continua media diminuisce all'aumentare della corrente trasportata.
Il valore della tensione continua ai terminali di un ponte raddrizzatore Graetz a 6 impulsi è dato da:
O:
V LLpeak è il valore di picco della tensione alternata in uscita dai trasformatori collegati ai convertitori. V di, 0 è il valore massimo della tensione continua. α è l'angolo di ritardo all'apertura dei tiristori L c è l'induttanza di commutazione delle linee CA per fase. X c è l'impedenza di commutazione delle linee CA per fase. I dc è la corrente continua f è la frequenza della rete CA, 50 o 60 Hz a seconda della regione del mondo.L'angolo di ritardo α è l'intervallo tra il momento in cui la tensione ai terminali di una valvola diventa positiva, il momento in cui un diodo si accende e il momento in cui il tiristore viene attivato e si accende. L'equazione precedente mostra chiaramente che all'aumentare dell'angolo di ritardo, la tensione CC diminuisce. Oltre i 90 ° diventa negativo, segna il limite tra il funzionamento come raddrizzatore e il funzionamento come inverter. L'equazione per l'inverter è identica sostituendo α con γ. Più forte è la rete, più debole L c , quindi si presume generalmente che L c, raddrizzatore sia più debole di L c, inverter , quindi la pendenza della curva sul lato inverter è maggiore.
In un LCC, la regolazione dell'angolo di ritardo è l'unico metodo per controllare rapidamente i convertitori. Permette di controllare il valore della tensione continua su ogni lato della linea, controllando contemporaneamente la caduta di tensione e quindi la potenza trasferita. La potenza trasferita da un LCC è pari a:
O:
Il raddrizzatore V è la tensione continua sul lato del raddrizzatore V inverter è la tensione CC sul lato inverter La linea R è la resistenza della linea continuaNella stazione di uscita, funzionante come inverter, l'angolo di ritardo ideale è di 180 °, tuttavia questo valore non può essere raggiunto per due motivi. Prima di tutto per i fenomeni di sovrapposizione, poi per l'angolo di estinzione γ. Questo angolo modella il fatto che le valvole non riacquistano immediatamente la loro capacità isolante dopo essere state attraversate. Questo angolo è collegato al “ turn-off ” tempo t, denotato q dei tiristori ed è tipicamente 15 °. La relazione tra α, γ e µ è la seguente: (in gradi)
In questa tecnologia, la stazione che funziona da raddrizzatore ha un angolo di ritardo prossimo a 0, quella che funziona da inverter ha un angolo vicino a 180 °, la differenza di tensione è quindi massima, il trasferimento di energia massimizzato. Tuttavia, a causa dei tempi di commutazione della valvola e dei margini di sicurezza, gli angoli non possono essere esattamente 0 e 180 °, sono infatti più vicini a 13 e compresi tra 160 e 165 °. Il valore massimo dell'angolo α è anche chiamato "arresto inverter". α non può essere esattamente uguale a zero per mantenere una sufficiente tensione positiva nei tiristori e quindi per evitare un errore di commutazione.
Se il gestore della rete desidera invertire la direzione del trasferimento di potenza, nel caso di un LCC, deve invertire la polarità, cioè invertire la polarità della tensione delle linee mentre la corrente non cambia direzione.
Ponte a 12 impulsiLa disposizione a 6 impulsi ha il difetto di commutare solo ogni 60 °, il che produce una tensione continua non molto regolare, quindi contenente molte armoniche. Per ovviare a questo problema, due ponti di diodi trifase sono collegati in serie sul lato DC, quindi ci sono 12 valvole. Il sistema trifase viene quindi suddiviso prima di entrare nei trasformatori. Un banco di trasformatori è montato a stella, l'altro a triangolo, questo permette di introdurre uno sfasamento di 30 ° tra i due sistemi. La commutazione poi avviene ogni 30 °, il che riduce il contenuto armonico. Questa tecnologia è stata standard dagli anni '70.
Un certo numero di adattamenti sono stati necessari per sviluppare la tecnologia dei raddrizzatori per motori elettrici con valvole a vapori di mercurio per la trasmissione di elettricità, in particolare a livello della tensione anodica. Le alte tensioni sulle unità di valvole creano il rischio di archi elettrici.
Le colonne anodiche molto lunghe utilizzate per l'alta tensione sono il fattore limitante della corrente che può essere trasportata in sicurezza. Pertanto, la maggior parte delle installazioni HVDC utilizzava più colonne anodiche, spesso 4, collegate in parallelo per ciascuna valvola.
Ogni braccio del ponte Graetz trifase era tradizionalmente costituito da una valvola, tuttavia 2 progetti costruiti in Unione Sovietica utilizzavano 2 o anche 3 valvole in serie senza collegamento in parallelo di colonne anodiche.
La vecchia tecnologia dei diodi a vapori di mercurio richiedeva una manutenzione significativa. Per evitare di dover ogni volta tagliare la linea, gli interruttori hanno permesso di manovrare la stazione con sole 6 valvole.
Queste valvole hanno una tensione massima di 150 kV e una corrente 1800 A . Queste caratteristiche sono state raggiunte nell'ultimo progetto realizzato con questa tecnologia: la stazione di Nelson River in Canada. Utilizzava 6 colonne anodiche per valvola ed è stato completato nel 1977.
Valvole a tiristori GeneraleUn tiristore è un componente a stato solido simile a un diodo tranne per il fatto che la sua chiusura è controllata da un terminale aggiuntivo: il trigger. I tiristori, singolarmente, possono bloccare solo una tensione di pochi kV, quindi le valvole sono costituite da un gran numero di tiristori in serie. Nelle valvole vengono inseriti anche condensatori e resistenze per garantire una distribuzione omogenea della tensione tra i tiristori: insieme formano un “ tiristore di livello ” .
Per poter azionare i tiristori, il comando di sparo deve essere trasmesso contemporaneamente a un gran numero di componenti posti a potenziali diversi. Il collegamento deve quindi essere isolato elettricamente. Vengono utilizzati due metodi: ottico ( basato su fibra ) e magnetico. Tecnologia ottica in grado di accendere direttamente o indirettamente i tiristori. Nel metodo indiretto, l'elettronica di controllo situata a bassa tensione invia informazioni all'elettronica ad alta tensione, che fornisce la potenza necessaria per avviare la tensione ai terminali del tiristore. Il metodo diretto, invece, utilizza l'energia dell'impulso ottico per accendere il tiristore che avvia la luce.
Ordinato Strategia di controlloIl controllo della stazione HVDC deve garantire il trasferimento di potenza senza mettere in pericolo la rete CA. Deve quindi controllare contemporaneamente la potenza reattiva immessa nella rete AC, la tensione AC ad essa collegata e la corrente. Nel caso di un LCC, i due gradi di libertà sono gli angoli di ritardo α e γ che regolano rispettivamente il raddrizzatore e l'inverter.
Questa possibilità di controllare la potenza che passa attraverso le linee HVDC è un grande vantaggio rispetto alle linee AC, per le quali la potenza trasmessa è subita secondo le leggi di Kirchhoff .
Idealmente l'impianto potrebbe essere controllato solo in corrente costante, tuttavia la tensione sul lato AC deve essere mantenuta a un livello approssimativamente costante, questo deve essere preso in considerazione nella strategia di controllo. Il valore della tensione CC non ha alcuna influenza sulla rete CA, quindi può essere scelto liberamente. Un'alta tensione limita la corrente a potenza costante, questo limita le perdite di linea. Tuttavia, è necessario mantenere un margine per evitare sovratensioni in caso di guasto.
In dettaglio: per trasmettere la massima potenza e ridurre la corrente la tensione al raddrizzatore deve essere costante e quanto più grande possibile, α è quindi piccolo, la corrente non deve superare il suo valore massimo, quindi l'angolo d L'estinzione γ va scelto anche piccolo per limitare il consumo di energia reattiva e rendere il sistema meno vulnerabile ad una caduta di tensione lato inverter.
Gestione dei difettiNella rete, l'elettricità è generata da macchine sincrone. Guasti sulle linee, aperture e chiusure dei selettori, guasti di alcune apparecchiature possono far oscillare la potenza attiva dei generatori, in pratica gli assi dei generatori iniziano ad accelerare, altri a decelerare. In altre parole, l'angolo di trasporto inizia a oscillare. La capacità della rete di riacquistare il proprio sincronismo è chiamata stabilità dinamica. Gli HVDC migliorano la stabilità dinamica di una rete limitando le fluttuazioni della potenza attiva tra le stazioni. Anche le risonanze sub-sincrone vengono attenuate.
Gli LCC sono vulnerabili ai guasti sul lato AC, che infatti causano guasti nella commutazione delle valvole che provocano un collasso della tensione DC. Una rete abbastanza forte limita il problema.
ProtezioneCome in una sottostazione elettrica in corrente alternata , le protezioni vengono utilizzate per rilevare comportamenti anomali dell'impianto e prima di tutto per dare l'allarme e, se l'anomalia persiste, l'ordine di apertura degli interruttori per interrompere la corrente prima che le apparecchiature della sottostazione siano danneggiate. I circuiti dedicati alla protezione sono quindi ridondanti e separati dai circuiti destinati al controllo. La stazione stessa è suddivisa in più zone di protezione che si sovrappongono sistematicamente per garantire la protezione di tutte le apparecchiature elettriche. I sistemi di protezione lato AC sono simili a quelli che si incontrano nelle posizioni AC: protezione differenziale , protezione da sovracorrente , protezione a distanza per ... linee lato DC, le prime due protezioni sono utilizzate per convertitori, barre di gioco e filtri. I dispositivi di protezione contro le sovratensioni vengono utilizzati anche per i convertitori. La protezione delle linee in corrente continua è diversa da quella delle linee in corrente alternata: le protezioni del fronte d'onda consentono di rilevare una brusca variazione della corrente, e quindi dei cortocircuiti, una misura della variazione di tensione permette di definire quale delle due linee ne risentono, quindi scollegare solo il polo interessato, ovvero avere una buona selettività. Questa protezione consente inoltre di determinare la distanza tra il guasto e la sottostazione.
In caso di guasto, l'angolo di ritardo del raddrizzatore viene aumentato bruscamente fino a raggiungere un valore di circa 120-135 °, contemporaneamente l'angolo di spegnimento dell'inverter viene aumentato a 80 ° per garantire che mantenga la stessa polarità. Se il collegamento è fortemente capacitivo, tipicamente un cavo, questa polarità inversa non può essere sempre evitata. Inoltre, i convertitori LCC devono essere protetti contro i guasti di commutazione mediante un meccanismo di controllo adeguato. Possono verificarsi anche cortocircuiti interni all'installazione. Come regola generale, in caso di guasto l'accensione dei tiristori viene bloccata, se nonostante ciò il guasto non si spegne, gli interruttori lato AC aprono il circuito.
AffidabilitàL'affidabilità di una linea HVDC per una configurazione con lo stesso livello di ridondanza è paragonabile a quella di una linea AC. Quindi per un bipolare, le statistiche danno una disponibilità dal 97,1% al 100% della potenza nominale, mentre questo tasso è del 97,2% per l'alta tensione alternata.
I tiristori necessitano di una fonte di alimentazione esterna, una forte rete CA, per essere commutati. Pertanto, la tecnologia LCC non può alimentare un carico passivo, ha bisogno di un generatore elettrico rotante per poter funzionare. La tecnologia VSC, d'altra parte, non richiede una rete forte, quindi può fornire una fonte passiva o rimuovere energia da una centrale elettrica funzionante in modo intermittente, ad esempio le turbine eoliche offshore.
È possibile ordinare la chiusura dei tiristori ma non la loro apertura, quindi c'è un solo grado di libertà : il loro angolo di ritardo , questo limita notevolmente il campo di possibilità. Al contrario, gli IGBT possono essere sia aperti che chiusi, quindi possiamo controllarli indipendentemente dalla tensione di linea, parliamo di convertitori auto commutati. La tensione delle linee in corrente continua viene quindi mantenuta costante dai condensatori, anche le loro polarità sono fisse. Quindi parliamo di tecnologia "fonte di tensione" ( " convertitore di tensione " , VSC). Gli IGBT possono essere aperti e chiusi più volte per ciclo in modo da ridurre il contenuto armonico della corrente, che è infatti molto basso. Non è più necessario un ponte a 12 valvole, i VSC utilizzano ponti a 6 valvole. La costruzione dei trasformatori è così semplificata. Questi due angoli di libertà consentono di regolare sia la potenza attiva che quella reattiva.
Il fatto che i VSC producano meno armoniche riduce la quantità di filtri richiesti, con un notevole risparmio di spazio. Ciò è particolarmente interessante nel caso di piattaforme offshore: l'assenza di inversione di polarità, l'isolamento di componenti elettrici come trasformatori e soprattutto cavi, consente in particolare l'utilizzo di cavi in polietilene estruso. Questa tensione costante rende anche più semplice la costruzione della linea multi-terminale. Come gli LCC, tuttavia, i VSC hanno una capacità di sovraccarico temporaneo molto ridotta.
Un difetto dei VSC, almeno quelli che non sono in H-bridge , rispetto agli LCC, è quello di aumentare significativamente la potenza di cortocircuito della rete come una linea CA convenzionale. Questo perché i VSC possono produrre potenza reattiva, quindi alimentano i guasti. Uno studio parla di un relativo aumento della corrente di cortocircuito che va dal 6 al 13% a seconda della modalità di funzionamento dell'impianto al momento del guasto.
Sono possibili diverse configurazioni VSC.
Convertitori a due livelliLa tecnologia utilizzata per i primi progetti, dal progetto a Hellsjön nel 1997 ai progetti nel 2012, includeva 2 livelli di convertitori. La variante più semplice di VSC. Riprendono i fondamenti della tecnologia LCC. I tiristori sono sostituiti da IGBT, ai quali si aggiungono diodi in parallelo per proteggerli. La bobina di livellamento, utilizzata per rendere costante la corrente, viene sostituita da condensatori di livellamento, mantenendo costante la tensione. La tensione lato AC ha solo due valori, per questo si parla di tecnologia a 2 livelli. Per ricreare una tensione "AC" con solo due livelli di tensione, viene utilizzata la modulazione della larghezza di impulso. Tuttavia, sono necessari filtri per eliminare le armoniche.
Quando la valvola superiore è chiusa, la linea AC è collegata alla linea DC positiva, la tensione alternata diventa quindi pari a + ½ U d , se prendiamo come 0 la metà dei convertitori collegati a terra. Allo stesso modo, quando la valvola inferiore è chiusa, la linea CA è collegata alla linea CC negativa, la tensione CA diventa quindi pari a -½ U d . Le due valvole della stessa fase non devono mai essere chiuse contemporaneamente, in questo caso la capacità di livellamento si scaricherebbe in modo imprevedibile (a seconda della tensione AC al momento dell'evento), provocando danni significativi ai convertitori.
La forma più semplice di segnale di uscita che può essere prodotta con un convertitore a 2 livelli è un segnale a onda quadra. Tuttavia, la distorsione rispetto a un segnale sinusoidale è quindi inaccettabile, il livello di armoniche è troppo alto. Per risolvere questo problema, la modulazione della larghezza di impulso viene applicata al segnale di uscita. Tuttavia, questo ha lo svantaggio di forzare gli IGBT a commutare molto regolarmente, circa 20 volte per ciclo, il che si traduce in elevate perdite di "commutazione" nelle valvole. Sono possibili anche altre strategie di modulazione per gli HVDC. Ciò rende l'efficienza complessiva di un convertitore a due stadi peggiore di quella di un LCC. Pertanto, una stazione LCC da 1000 MW ha tipicamente perdite di circa lo 0,75% a piena potenza, mentre per un VSC a due livelli ammontano allo 0,9 o addirittura all'1,75%.
Un altro svantaggio di questa configurazione è che centinaia di IGBT devono essere collegati in serie per produrre alta tensione e devono essere commutati simultaneamente in ciascuna valvola.
Convertitori a tre livelliSuccessivamente sono stati realizzati sistemi a tre livelli per migliorare il contenuto armonico della tensione erogata. Il principio è molto simile ai convertitori con due livelli, a cui viene aggiunto un livello di tensione zero. La tensione può quindi assumere tre valori: + ½ U d , 0, -½ U d .
Una configurazione utilizzata chiamata diodo raddrizzatore in cui ogni stazione contiene 4 valvole IGBT, ciascuna avente una tensione pari alla metà della tensione di linea, a cui vengono aggiunti 2 diodi. I due condensatori di livellamento sono collegati in serie, i diodi essendo collegati tra il punto neutro tra i condensatori e la prima valvola e la terza (vedi diagramma). Per ottenere una tensione positiva le due valvole IGBT superiori vengono chiuse, per avere una tensione negativa le due inferiori vengono chiuse, la tensione zero si ottiene chiudendo le due valvole centrali. In quest'ultimo caso, i diodi consentono di condurre la corrente tra la parte DC e la parte AC.
Una variante consiste nel sostituire i diodi con IGBT, il punto neutro è quindi attivo, controllabile. Questa soluzione è stata utilizzata nel progetto Murraylink in Australia e nel progetto Cross Sound negli Stati Uniti. Il modesto miglioramento del contenuto armonico, tuttavia, è pagato in questa tecnologia da un forte aumento della complessità e quindi del prezzo. Inoltre, questa configurazione sembrava difficile da adattare per tensioni superiori a +/- 150 kV utilizzate nei due progetti.
Una soluzione finale, utilizzata per il controllo dei motori elettrici, ma mai per gli HVDC, consiste nel sostituire i diodi con un condensatore a potenziale non fissato tra il primo e il terzo quarto. L'operazione rimane simile. Sia la tecnologia dei diodi che quella della capacità possono essere estese a un numero maggiore di livelli, ad esempio 5, ma la complessità aumenta in modo sproporzionato. Tali circuiti non sono mai stati testati per HVDC.
Convertitori multilivello (MMC)Proposta per la prima volta da Marquardt (nel 2003), testata commercialmente sul progetto Transbay nell'area della baia di San Francisco da Siemens alla fine del decennio, la tecnologia modulare multi-livello (MMC) è standardizzata per i collegamenti HVDC.
Proprio come i convertitori a 2 livelli, gli MMC sono costituiti da 6 valvole, ciascuna che collega una linea CA a una linea CC diversa. Tuttavia, mentre per un assieme a 2 livelli ogni valvola può essere modellata da un unico interruttore composto da più IGBT in serie, nel caso dell'MMC ogni modulo può essere controllato in modo indipendente e si comporta come una sorgente di tensione. Ciascuna valvola è costituita da una pila di numerosi sottomoduli comprendenti un condensatore. Nel caso del ponte a 2 quadranti, assieme utilizzato da Siemens, ogni sottomodulo contiene 2 IGBT collegati in serie, oltre ad un condensatore (vedi immagine). A seconda dell'ordine degli IGBT, il condensatore può essere inserito nel circuito o bypassato. Ogni sottomodulo è quindi una sorgente di tensione uguale a 0 o U sm (con U sm la tensione al terminale del condensatore). Quando le valvole sono composte da un numero elevato di sottomoduli, possono riprodurre la forma di tensione desiderata (discretizzata in relazione al numero di sottomoduli), nel caso di una stazione HVDC collegata alla rete HVAC una sinusoide con bassa contenuto armonico.
L'MMC è diverso dagli altri tipi di convertitori, nel senso che la corrente passa permanentemente attraverso le 6 valvole, i concetti di valvola aperta o chiusa quindi non hanno senso. La corrente continua si divide equamente tra le 3 fasi mentre la corrente alternata tra le due valvole di alta e bassa. Pertanto la corrente che scorre nelle valvole è quindi uguale a una combinazione della corrente alternata e continua a regime:
Valvole superiori:
Valvole inferiori:
Tipicamente gli MMC utilizzati nelle connessioni HVDC ad alta potenza sono composti da centinaia di sottomoduli per valvola (400 per le stazioni INELFE che consentono 401 livelli di tensione). Le prestazioni in termini di armoniche sono eccellenti, non è richiesto alcun filtro. Inoltre, poiché non è richiesta la modulazione della larghezza di impulso e le operazioni di commutazione sono quindi più lente, le perdite di potenza sono inferiori rispetto a un convertitore a 2 livelli. Rappresentano circa l'1% per stazione. Infine, poiché gli IGBT non devono essere commutati tutti contemporaneamente, l'avvio di questi non è così complesso come in un assieme a 2 livelli.
In termini di svantaggi, l'ordine è molto più complesso che su 2 livelli. La tensione deve essere bilanciata tra ciascun condensatore, il che è difficile e richiede una notevole potenza di calcolo del computer nonché un'elevata velocità di comunicazione tra il controllo centrale ei sottomoduli. La potenza di calcolo richiesta è quindi molto elevata. Inoltre, i sottomoduli stessi sono relativamente grandi. Un MMC occupa più spazio di un convertitore a 2 livelli, questo va comunque considerato per quanto riguarda l'economia dei filtri.
Nel 2012, l'unico collegamento operativo è quello di Trans Bay e ha una potenza di 400 MW , tuttavia da allora sono state costruite stazioni di maggiore potenza, come INELFE , l'interconnessione Francia-Spagna, composta da 2 collegamenti paralleli d '' una potenza di 1000 MW ciascuno e una tensione di +/- 320 kV .
I limiti di corrente dei VSC sono legati a quelli dei cavi in polietilene estruso, che attualmente offrono una tensione di ± 320 kV e più recentemente di ± 525 kV, ma anche dall'aumento di corrente e tensione degli IGBT.
Varianti di convertitori multilivelloUna variante dell'MMC, proposta da ABB , denominata 2 livelli in cascata è molto simile alla differenza nel modo in cui sono disposti i sottomoduli tra di loro. I passi del segnale a gradini sono quindi più ampi e meno numerosi rispetto al tradizionale MMC. In pratica la differenza è minima, la tensione alternata difficilmente contiene più armoniche.
Un'altra soluzione è lavorare in 4 quadranti invece che 2, in altre parole si costruisce un ponte ad H con 4 IGBT. Ciò consente di inserire la capacità del sottomodulo alla polarità desiderata. Ciò consente, in caso di cortocircuito CC, di bloccare la corrente di guasto in modo estremamente rapido, cosa che altri MMC non possono. Alstom annuncia quindi di avere la tecnologia per interrompere la corrente in 2,5 ms invece dei circa 100 ms richiesti dagli interruttori CA che vengono utilizzati nelle stazioni a 2 quadranti per questo scopo. La tensione continua può anche avere entrambe le polarità, come in un LCC, dando la possibilità di creare un ibrido LCC / VSC. Lo svantaggio principale è che è richiesto il doppio di IGBT rispetto a una configurazione MMC equivalente e le perdite sono aumentate in modo significativo.
Per quest'ultimo motivo i produttori di linee HVDC stanno cercando di aggirare il problema: Alstom intende far costruire solo una parte dei suoi convertitori in H-bridge, il resto restando in 2 quadranti; Rainer Marquardt , vicino a Siemens, propone di aggiungere un IGBT ogni due sottomoduli al fine di riorientare le capacità per interrompere la corrente continua; ABB propone infine di costruire interruttori HVDC , che hanno poche perdite, in serie con le stazioni a 2 quadranti per interrompere la corrente.
VSC ibridoAltri tipi di convertitori sono stati immaginati combinando le proprietà dei convertitori a 2 livelli e multi-livello. Questo VSC “ibrido” , promosso da Alstom , cerca di combinare le basse perdite e il basso contenuto armonico delle MMC con un design più compatto e una migliore controllabilità con una migliore distribuzione della tensione tra i sottomoduli in condizioni transitorie. Il principio consiste nel controllare la forma della tensione grazie a convertitori multilivello di taglia inferiore rispetto a un MMC e nel dirigere la corrente grazie alle valvole realizzate con tiristori o IGBT come in un convertitore di livello. Questo tipo di convertitori è tuttavia solo nella fase di ricerca.
Controllo dei VSCUn VSC ha due gradi di libertà, lo sfasamento tra tensione CC e tensione CA, nonché l'ampiezza della tensione CC che è per un convertitore a due livelli, equivalente al grado di modulazione. La tensione alternata viene controllata utilizzando l'ampiezza della tensione CC, la potenza utilizzando lo sfasamento. Le formule per la potenza attiva e reattiva sono le stesse della corrente alternata:
dove P è la potenza attiva, V 1 e V 2 le tensioni alle estremità delle linee, X l'impedenza di linea e l' angolo di trasporto , lo sfasamento tra V 1 e V 2 .
I VSC hanno controlli per gestire potenza attiva, reattiva, tensione continua, corrente e frequenza. I VSC hanno il vantaggio di migliorare la stabilità della rete grazie al loro controllo indipendente della potenza attiva e reattiva. Non solo, come gli LCC, possono stabilizzare le oscillazioni di potenza, ma anche limitare i cali di tensione. Questa controllabilità molto elevata è un vantaggio importante per i VSC.
Protezione dei VSCLa protezione dei VSC è simile a quella degli LCC ad eccezione della gestione del cortocircuito lato tensione continua. Infatti, se non sono vulnerabili ai guasti sul lato AC come gli LCC, i VSC, non collegati in H-bridge , sono vulnerabili ai cortocircuiti sul lato DC. L'assenza di una bobina di livellamento fa sì che l'induttanza della linea CC sia molto bassa. La velocità di aumento della corrente è quindi molto elevata in caso di guasto. In questo caso gli IGBT sono bloccati, le capacità dei convertitori si scaricano prima nei diodi a ruota libera, la corrente è quindi molto alta, a differenza degli IGBT, devono quindi essere dimensionati per sopportare questo carico. Si noti che nel caso di un convertitore a 2 livelli, queste capacità sono importanti e sono 2, nel caso di un convertitore a più livelli, sono numerose, collegate in serie e di valori inferiori, la capacità totale è quindi inferiore. In secondo luogo, la rete AC fornisce il guasto sempre attraverso i diodi a ruota libera prima che gli interruttori di circuito agiscano.
I trasformatori di potenza hanno molti usi in una stazione HVDC: fornire un isolamento galvanico tra i lati AC e DC, limitare l'influenza di una variazione della tensione del lato AC utilizzando il suo commutatore di presa , limitare il cortocircuito di corrente, fornire uno sfasamento di 30 ° tra i ponti di impulsi.
I trasformatori collegati tra linee AC e convertitori che utilizzano tiristori di stazioni HVDC hanno caratteristiche molto diverse dai normali trasformatori di potenza. Poiché le linee in corrente continua trasportano grandi potenze, anche i trasformatori HVDC sono potenze elevate. Per consentirne il trasporto, sono generalmente monofase. Hanno 2 o 3 avvolgimenti, il primo è collegato alla rete AC, l'altro (i) ai convertitori. Per limitare la produzione di armoniche, un banco di trasformatori è collegato a triangolo, l'altro a stella, si ottiene così uno sfasamento di 30 ° tra i due. Nel caso di trasformatori con 3 avvolgimenti, uno è collegato a stella, l'altro a triangolo. È richiesto un solo design del trasformatore per l'intera stazione. Se vengono utilizzati due trasformatori di avvolgimento, sono necessari due modelli: uno per il banco stellare, l'altro per quello delta.
Oltre a questa particolare costruzione, i trasformatori HVDC hanno un isolamento progettato diversamente da un normale trasformatore. Una tensione continua viene infatti sovrapposta alla tensione alternata negli avvolgimenti. Inoltre, quando si cambia la direzione del flusso di energia nel collegamento HVDC, la polarità della sua tensione viene invertita. Il campo CC nell'isolamento è quindi invertito, così come le sollecitazioni. La fase di transizione è particolarmente restrittiva per l'isolamento.
Le tensioni continue creano una corrente continua negli avvolgimenti provocando anche un eccesso di rumore fastidioso per questi trasformatori.
Inoltre la grande quantità di armoniche contenute nella corrente satura e riscalda il circuito magnetico, che deve essere opportunamente dimensionato.
Infine è necessaria un'elevata resistenza al cortocircuito.
Trasformatori per VSCNel caso della tecnologia VSC, i trasformatori sono molto più classici. Con i convertitori IGBT multilivello, i trasformatori standard possono essere utilizzati senza alcun vincolo specifico di resistenza alla corrente continua o alla corrente armonica .
Uno dei principali svantaggi delle linee HVDC LCC è il loro consumo di potenza reattiva. La corrente alternata che entra nella stazione avendo sempre un ritardo sulla tensione, la stazione si comporta come un induttore e consuma potenza reattiva qualunque sia la direzione degli scambi di potenza attiva. Questo consumo aumenta con la potenza attiva trasportata, è tra il 50 e il 60% della potenza attiva. Aumenta se gli angoli di ritardo dei convertitori sono grandi o se si riduce la tensione delle linee continue.
Se la linea HVDC è collegata vicino a una centrale elettrica, la centrale elettrica può fornire una parte o tutta la potenza reattiva necessaria. Altrimenti, è necessaria la costruzione di banchi di condensatori. Sono generalmente collegati tra la linea in corrente alternata e la massa, ma esiste la possibilità di alimentarli da un avvolgimento terziario dei trasformatori in modo da abbassarne la tensione di esercizio.
Un eccesso di potenza reattiva che porta ad una sovratensione, non sempre tutte le batterie di condensatori devono essere collegate, in particolare in caso di basso carico. Per ovviare a questo problema, i banchi di condensatori sono suddivisi in stadi, solitamente 3 o 4, che possono essere collegati secondo necessità.
I banchi di condensatori sono anche generalmente associati a induttori e resistori per consentire loro di filtrare le armoniche oltre al loro ruolo di produrre potenza reattiva.
Per VSCI VSC, d'altra parte, possono produrre o consumare potenza reattiva su richiesta, con lo sfasamento e l'ampiezza della tensione in uscita dai convertitori controllabili indipendentemente. Non è richiesto alcun banco di condensatori per la generazione di potenza reattiva.
Bobina leviganteLe bobine di livellamento sono grandi induttori posti agli estremi della linea di tensione continua nel caso di convertitori LCC che consentono di limitare le variazioni della corrente continua. Limitano inoltre la corrente di cortocircuito e ne rallentano la salita. Inoltre, quando sono posti sul lato alta tensione, proteggono i tiristori dai fulmini aumentando le costanti di tempo dagli effetti transitori. Il posizionamento sul lato alta tensione aumenta la loro necessità di isolamento dielettrico, il posizionamento sul lato bassa tensione, invece, risparmia l'isolamento dielettrico a livello della bobina ma rende necessario isolare più fortemente i convertitori, che ne limita il valore. In pratica sono posti sul lato alta tensione, ad eccezione delle linee ± 800 kV dove l'induttanza è suddivisa tra due bobine: una in alta tensione e l'altra in bassa tensione. Inoltre, consentono di scegliere la frequenza di risonanza del circuito di tensione CC in modo che sia diversa dai multipli della frequenza della rete CA.
Nel caso di una stazione testa a coda, la bassissima probabilità di cortocircuito lato DC e l'assenza di interferenze DC consentono di ridurre le dimensioni delle bobine di lisciatura o addirittura di farne a meno del tutto.
In concreto, sono sotto forma di grandi bobine senza circuito magnetico e isolate dall'aria. Devono infatti limitare la corrente di cortocircuito, è quindi necessario evitare che si saturino. L'assenza di un circuito magnetico garantisce una curva magnetica lineare.
Filtraggio delle armoniche Per LCCLa configurazione più semplice per un convertitore HVDC LCC è il ponte a 6 impulsi. Questo gruppo produce un alto livello di armoniche e può essere modellato da una sorgente di corrente che produce armoniche di ordine 6n ± 1 nella rete di corrente alternata. Inoltre, le armoniche di tensione dell'ordine 6n sono sovrapposte alla tensione continua.
La connessione a ponte a 12 impulsi ha un comportamento migliore rispetto alle armoniche. Produce solo correnti di ordine 12n ± 1 sul lato AC e tensioni di ordine 12n sul lato DC.
Nelle stazioni le prime armoniche sono sempre filtrate, 11 ° e 13 ° lato AC, 12 ° lato DC il filtraggio segue a seconda della situazione. A volte il 3 ° e 5 th armoniche devono essere filtrati causa delle dissimmetrie tra le fasi.
Il dimensionamento dei filtri sul lato AC è complesso e richiede molta potenza di calcolo. Infatti, oltre a garantire che la tensione abbia un livello di distorsione accettabile, il progettista deve verificare che i filtri non risuonino con altri componenti della rete elettrica AC. È quindi necessaria una buona conoscenza delle “impedenze armoniche” della rete.
I filtri lato corrente continua sono necessari solo nel caso di linee aeree. La deformazione della curva di tensione non è un problema di per sé, nessuna utenza essendo collegata direttamente alla linea HVDC, l'obiettivo dei filtri in questo caso è quello di evitare l'inquinamento elettromagnetico che potrebbe interessare notevolmente le linee circostanti le linee telefoniche. Diventando i collegamenti telefonici digitali, ad esempio con fibre ottiche, e quindi insensibili ai disturbi, la necessità di filtraggio sul lato DC diminuisce.
Per VSCLa tensione dei convertitori a 2 livelli che utilizzano la modulazione di larghezza di impulso deve essere filtrata, comunque inferiore alla tensione degli LCC. Le armoniche sono alle frequenze più alte, il che consente la costruzione di filtri più piccoli. Le frequenze tipiche delle modulazioni vanno da 1 a 2 kHz . Gli MMC non richiedono alcun filtro.
Le linee aeree in corrente continua hanno gli stessi elementi costitutivi di base di quelle in corrente alternata: pali reticolari, stringhe isolanti, conduttori di linea e accessori meccanici; tuttavia le caratteristiche tecniche di progetto di ogni componente sono specifiche per applicazioni in tensione continua a causa delle differenti capacità di tenuta dielettrica sotto differenti sollecitazioni. Essendo il campo sempre nella stessa direzione, si ha un accumulo dell'inquinamento superficiale sugli isolatori più importante che nel caso delle linee AC.
Un altro vantaggio è il guadagno di spazio, per avere lo stesso livello di ridondanza 2 fasci di conduttori HVDC sostituiscono 2 sistemi trifase, cioè 6 fasci di conduttori. Per il progetto delle tre gole, ABB dichiara che invece di 5 tralicci elettrici AC, 2 DC sono sufficienti per trasportare 3.000 MW . Inoltre l'assenza di effetto pelle , unita all'assenza di trasporto di potenza reattiva, consente di utilizzare al meglio l'intero conduttore e quindi di ridurne il diametro.
CaviNel 2012, i cavi utilizzati per i collegamenti in corrente continua sono o impregnati di carta o rivestiti con polietilene reticolato , "Pr" in francese per abbreviazione o XLPE in acronimo inglese. I cavi per olio fluido non sono adatti per lunghe distanze, superiori a 50 km . Avendo, inoltre, solo pochi vantaggi rispetto ai cavi estrusi, questi ultimi li hanno soppiantati. Quelli con carta impregnata sono la maggioranza nei collegamenti esistenti e possono raggiungere fino a 450 kV . Quelli con XLPE li stanno gradualmente sostituendo con convertitori VSC. Per gli LCC, fino a poco tempo fa, l'inversione di polarità li danneggiava, ma la ricerca sembra aver rimosso questo ostacolo. La loro tensione commerciale è attualmente limitata a 320 kV , ma dovrebbe aumentare nel prossimo futuro.
Interruttori automatici HVDCVedere nella sezione di configurazione.
La configurazione più semplice consiste nell'avere un solo polo, parliamo di un monopolo. Esistono due possibilità per far circolare la corrente di ritorno tra le stazioni. Il primo è collegare a terra un terminale dei raddrizzatori e dell'inverter. L'altro terminale è collegato alla linea di trasmissione. Il secondo è collegare il ritorno utilizzando un conduttore. Questo è chiamato ritorno metallico.
Monopole e ritorno via terraIn caso di ritorno di terra, la corrente scorre attraverso la terra (idealmente negli strati profondi) tra gli elettrodi delle due stazioni. Questa soluzione ha alcune conseguenze ambientali, sicuramente benigne (vedere la sezione sulle conseguenze ambientali ).
Monopole con ritorno in metalloQuesti effetti indesiderati possono essere annullati utilizzando un feedback metallico. Poiché una delle stazioni è collegata a terra, non è necessario dimensionare l'isolamento elettrico per la tensione della linea di trasmissione. Il ritorno metallico non è quindi costoso come una linea di trasmissione. La decisione di effettuare o meno un reso metallico viene presa in base a parametri economici, tecnici e ambientali.
La maggior parte dei monopoli sono progettati in modo da poter essere trasformati in bipoli in un secondo momento, i piloni di alimentazione vengono quindi dimensionati per trasportare due conduttori anche se ne è richiesto solo uno. Possiamo quindi scegliere di usarne uno solo o di usarli in parallelo.
Monopolo simmetricoUna terza possibilità è quella di distribuire la tensione totale prevista su due linee, una con potenziale positivo pari alla metà della tensione totale e l'altra con potenziale negativo pari alla metà della tensione totale. Ci troviamo esattamente nella stessa situazione di un bipolo senza conduttore neutro. Questa configurazione è chiamata monopolio simmetrico. I convertitori sono collegati a terra tramite un'alta impedenza, non si prevede che la corrente fluisca attraverso la terra. Questa configurazione non è usuale per gli LCC, ad eccezione di NorNed, ad esempio, è comunque molto comune per i VSC se vengono utilizzati cavi.
In uno schema bipolare, vengono utilizzati due conduttori, uno con tensione positiva, l'altro negativo. Questa opzione è più costosa di un monopolio.
Oltre alle due linee di trasmissione, può essere installato un ritorno metallico tra i neutri delle due stazioni rendendo la corrente attraverso la terra perfettamente nulla.
A volte il bipolo può essere progettato in modo che possa funzionare come due monopoli in parallelo.
Per i collegamenti da 800 kV , sono preferiti i diagrammi a 24 impulsi per polo, 2 ponti da 400 kV sono collegati in serie per polo. In effetti, il trasporto e la progettazione di trasformatori e valvole diventerebbero molto problematici per un singolo polo da 800 kV .
Una stazione " back to back " in inglese, letteralmente back to back, in francese testa a coda, è un'installazione HVDC le cui due stazioni sono "incollate" , spesso costruite nello stesso edificio, la lunghezza della linea di trasmissione è quindi trascurabile. . Queste stazioni sono utilizzate principalmente per collegare reti asincrone, sia di frequenze diverse, ad esempio in Giappone dove metà del paese utilizza una frequenza di 50 Hz e gli altri 60, le stazioni testa a coda fanno la giunzione, ad esempio. in Sud America e Arabia Saudita , oppure hanno la stessa frequenza ma non sincrona tra Russia e Finlandia . In passato, il blocco orientale e il blocco occidentale avevano la stessa frequenza ma non erano sincroni; così la RFT e la RDT erano collegate elettricamente da convertitori. Per lo stesso motivo, le interconnessioni testa a coda collegano anche la rete elettrica del Quebec e le reti limitrofe all'interconnessione orientale del Nord America.
Queste stazioni possono anche collegare sistemi con diversi numeri di fasi come nelle sottostazioni di trazione .
Essendo la linea corta, la tensione DC viene scelta molto più bassa rispetto al caso delle normali stazioni, questo permette di ridurre le dimensioni dei componenti, non dovendo essere così importante il loro isolamento dielettrico. Di conseguenza, la loro portata è generalmente ottima.
Quasi tutte le linee HVDC in servizio hanno due stazioni. Tuttavia, una rete mesh DC ridurrebbe il numero di stazioni necessarie rispetto ai sistemi punto-punto e quindi i costi e le perdite della rete. Inoltre, rispetto a una rete CA, una rete CC sarebbe completamente controllabile, il che è un vantaggio sostanziale.
Il termine multi-terminale implica più di 2 stazioni. I terminali possono essere collegati in serie, in parallelo o in ibrido (miscela dei due). Il montaggio in parallelo è utilizzato per le centrali ad alta potenza, mentre la serie è riservata alle stazioni più piccole. L'attuale multi-terminal più grande è la linea Quebec-New England , messa in servizio nel 1992, con una capacità di 2 GW . Un altro esempio è la linea Italia-Corsica-Sardegna .
I multi-terminali sono difficili da ottenere in LCC perché invertendo la polarità della linea viene influenzato l'intero sistema. Solo una stazione può controllare la tensione. I VSC, che non invertono la loro polarità ma solo la loro corrente, sembrano più adatti e più facili da controllare.
Inoltre, il principale ostacolo alla realizzazione di una vera rete mesh, come la rete AC, in HVDC è stata fino al 2012 la mancanza di interruttori automatici per corrente continua sufficientemente veloci ed economici da proteggerli dal cortocircuito. Infatti, in assenza di un interruttore sul lato DC, in caso di cortocircuito, la corrente deve essere interrotta in corrispondenza della stazione HVDC. Se per un punto a punto questo non cambia nulla: si perde il collegamento tra le due stazioni, per una rete mesh questo implica che tutte le stazioni siano lasciate senza tensione in caso di guasto. Questo è inaccettabile. Gli interruttori DC della rete devono consentire di aprire solo la linea difettosa mantenendo in tensione le linee integre. Di fronte, una figura mostra una rete mesh CC con e senza interruttori automatici HVDC. Senza la stazione di conversione HVDC tre volte di più, il che aumenta le perdite. Inoltre, con gli interruttori HVDC, una stazione può passare da ricevitore a trasmettitore di energia, o viceversa, senza che un'altra stazione debba cambiare il proprio stato, questo facilita il controllo della rete.
Gli interruttori automatici HVDC sono complessi da costruire. La difficoltà sta nel fatto che la corrente continua non passa per lo zero. Ora gli interruttori CA utilizzano proprio questo passaggio per lo zero della corrente per interrompere l'arco elettrico che si forma tra i suoi contatti. Una soluzione è introdurre un circuito risonante di tipo RLC per forzare la corrente a zero. Un piccolo numero di interruttori automatici di questo tipo esiste nelle installazioni HVDC odierne. Si trovano sul lato neutro. Hanno i seguenti nomi: interruttore di trasferimento di ritorno in metallo (MRTB), interruttore di trasferimento di ritorno a terra (GRTB). Sono inoltre disponibili sezionatori CC: interruttore di ritorno metallico (MRS), interruttore bus neutro (NBS), interruttore terra bus neutro (NBGS), interruttore bypass ad alta velocità (HSBS). Gli interruttori magnetotermici di ritorno e ritorno di terra hanno entrambi la stessa funzione: in un impianto HVDC bipolare quando un polo si guasta, la corrente dal polo sano non può più ritornare attraverso la linea di trasmissione. Quindi passa attraverso una linea chiamata "ritorno metallico" o direttamente attraverso la terra tramite un elettrodo. In altre parole, la configurazione cambia da bipolare a monopolare. Quando il polo difettoso viene riparato, la corrente deve essere restituita alla linea (o al cavo) ad alta tensione. Poiché la terra ha una bassa impedenza, questo trasferimento deve essere forzato. Un interruttore HVDC viene quindi utilizzato per interrompere il flusso di corrente attraverso la terra. L'idea è la stessa per il ritorno metallico, anche se la differenza tra le impedenze è meno importante in questo caso. In tutti i casi vengono utilizzati interruttori automatici oscillanti .
Nello stato stazionario, la corrente continua crea un anello attraverso le due linee ad alta tensione.
Quando un polo si guasta, la corrente ritorna attraverso il ritorno di terra / metallico.
Quando il polo viene riparato, la corrente scorre ancora attraverso il ritorno di terra / metallo.
L'MRTB permette di forzare il passaggio di corrente nella linea di alta tensione e quindi di far funzionare nuovamente l'impianto come bipolare
Tuttavia, gli interruttori automatici oscillanti non sono sufficientemente veloci per proteggere efficacemente il sistema dai cortocircuiti sul lato dell'alta tensione. Gli interruttori automatici HVDC costruiti semplicemente con semiconduttori sono possibili, ma comportano perdite elevate, il che non è accettabile per le reti di trasmissione di potenza. Nel 2011 ABB ha annunciato di aver costruito un prototipo di interruttore di circuito ibrido HVDC per tagliare la corrente continua sul lato dell'alta tensione in modo economico. L'obiettivo di ABB è interrompere la corrente su linee con una tensione di 320 kV .
Nel 2004, un brevetto ha presentato la trasformazione delle linee CA ad alta tensione in HVDC. Due delle tre linee diventano conduttori per linee DC + e - montate su un bipolo, la terza linea viene utilizzata per un monopolo le cui valvole possono essere collegate in entrambe le direzioni (si usano il doppio delle valvole, montate in antiparallelo). Il monopolo porta periodicamente la sua corrente da un polo all'altro e inverte la sua polarità regolarmente, ogni pochi minuti. I conduttori collegati al bipolo utilizzano alternativamente il 137% e il 37% della loro capacità termica, mentre il conduttore del monopolo la utilizza sempre completamente. In media efficienti, tutti i conduttori vengono caricati al 100%. La capacità delle linee è quindi completamente utilizzata. Inoltre, una forte corrente può circolare anche con carico debole nei conduttori del bipolo in modo da rimuovere il ghiaccio che si deposita sui conduttori in inverno.
Questa tecnologia chiamata tripole non è operativa nel 2012. Le linee AC in India sono state tuttavia trasformate per ospitare HVDC sulla linea Sileru-Barsoor.
Nel caso di estensione come su Cross-Skagerrak , due poli vengono messi in parallelo mentre un terzo polo viene montato con polarità inversa e tensione maggiore.
La brochure CIGRE, che mira a confrontare le diverse tecnologie HVDC con gli AC, riunisce una serie di cifre indicative per il costo di una stazione HVDC e di una linea di trasmissione.
Potenza (MW) | HVAC | LCC-HVDC | VSC-HVDC |
---|---|---|---|
500 | 16 | 40 | 51 |
1000 | 28 | 90 | 110 |
1500 | 40 | 120 | 153 |
Potenza (MW) | HVAC | HVDC | ||
---|---|---|---|---|
Cavo | Linee aeree | Cavo | Linee aeree | |
500 | 0.92 | 0.35 | 0,8 | 0.26 |
1000 | 1.67 | 0.33 | 1.6 | 0.25 |
1500 | 1.67 | 0.45 | 2.4 | 0.34 |
Lo stesso opuscolo prende l'esempio di una linea aerea con una lunghezza di 190 km . In questo esempio, il prezzo iniziale è compreso tra 2,6 e 3,2 volte più costoso per una linea HVDC rispetto a una linea HVAC. Le perdite sono anche maggiori in HVDC. L'interesse, tuttavia, può risiedere negli altri vantaggi di questa tecnologia. Nel caso di una costruzione di cavi su questa distanza, la distinzione LCC e VSC ha poca influenza sul prezzo.
Nome | Nazione | Cavo sotterraneo o sottomarino (km) |
Linea aerea (km) |
Voltaggio (kV) |
Potenza (MW) |
Anno di inaugurazione |
Converter | Osservazioni |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Miesbach-Monaco di Baviera | Germania | 57 | 2 | 0.0025 | 1882 | No | Prima linea elettrica ad alta tensione | |
HVDC Fiume Gorzente - Genova | Italia | ? | ? | 6 | ? | 1889 | Thury | Macchina Thury |
Lyon-Moûtiers | Francia | 10 | 190 | ± 75 | 30 | 1906 | Thury | Prima linea HVDC in Francia |
Mosca-Kashira | URSS | 100 | ± 100 | 30 | 1951 | Merc | Prima linea con valvole al mercurio | |
HVDC Gotland | Svezia | 98 | ± 100 | 20 | 1954 | Merc |
Primo cavo con valvole al mercurio |
|
Cross-Channel | Francia-Inghilterra | 64 | ± 100 | 160 | 1961 | Merc | Prima linea sotto la Manica | |
Volgograd-Donbass | URSS | 475 | ± 400 | 750 | 1964 | Merc | Livello di tensione | |
Eel River | Canada | B2B | ± 80 | 320 | 1972 | Thyr | Prima installazione di tiristori | |
Cahora Bassa | Mozambico, Sud Africa | 1456 | ± 533 | 1920 | 1979 | Thyr | Primo HVDC con una tensione superiore a 500 kV | |
Inga-Shaba | Zaire | 1700 | ± 500 | 560 | 1982 | Thyr | Linea HVDC più lunga | |
Itaipu 1 | Brasile | 785 | ± 600 | 3150 | 1984 | Thyr | Prima linea a 600 kV | |
IFA 2000 | Francia - Inghilterra | 72 | ± 270 | 2000 | 1986 | Thyr | ||
Rete multiterminale CC | Canada - Stati Uniti | 5 | 1600 | ± 450 | 2250 | 1991 | Thyr | Multiterminale |
CC collegamento Italia-Corsica-Sardegna | Francia - Italia | 118 | 304 | ± 200 | 300 | 1992 | Thyr | Schema multi-terminale |
Luce Gotland HVDC | Svezia | 100 | ± 60 | 50 | 1999 | IGBT | Prima installazione commerciale presso IGBT | |
NorNed | Norvegia - Paesi Bassi | 580 | ± 450 | 700 | 2008 | Thyr | Cavo sottomarino corrente più lungo | |
BorWin1 | Germania | 200 | +150 | 400 | 2009 | IGBT | Prima piattaforma marittima per turbine eoliche | |
Cavo Trans Bay | stati Uniti | 88 | 200 | 400 | 2010 | IGBT | Primo VSC multi-livello | |
Yunnan - Guangdong | Cina | 1400 | ± 800 | 5000 | 2010 | Thyr | Prima linea 800 kV | |
Xiangjiaba - Shanghai | Cina | 1980 | ± 800 | 6400 | 2010 | Thyr | Maggiore potenza nominale alla sua costruzione | |
Jinping - Sunan | Cina | 2090 | ± 800 | 7200 | 2013 | Thyr | Potenza nominale superiore | |
Rio Madeira | Brasile | 2350 | ± 600 | 3150 | 2014 | Thyr | Compagnia aerea più lunga | |
INELFE | Francia-Spagna | 65 | ± 320 | 2 * 1000 | 2015 | IGBT | Primo collegamento VSC di oltre 1000 MW |
La stazione testa a coda di Tres Amigas a Clovis , nel New Mexico, collegherà le 2 principali reti sincrone e un minatore americano che utilizza una miscela di tecnologia HVDC e cavo superconduttore ad alta temperatura deve alla fine consentire la trasmissione della potenza di 30 GW .
Le linee HVDC hanno un'influenza relativamente positiva sull'ambiente. I possibili effetti indesiderati sono: visivi, acustici, perdita di olio, perdita di SF6 , rischio di incendio, inquinamento elettromagnetico , corrosione degli impianti vicini, armoniche nella rete in corrente alternata e idrolisi dell'acqua. La maggior parte può essere ridotta in modo efficace.
Le stazioni e soprattutto le linee aeree hanno un notevole impatto visivo. Il primo può essere costruito negli edifici, il che li rende molto più discreti, soprattutto nei paesaggi urbani. I secondi, anche se sono necessarie meno linee rispetto a un sistema AC, possono essere raggruppati in corridoi già esistenti o essere sostituiti da cavi interrati. Inoltre, le apparecchiature elettriche sono rumorose, in particolare trasformatori e filtri. Una progettazione adeguata, o anche la costruzione di barriere antirumore o edifici intorno alle installazioni può limitare il fastidio. Le linee, insieme all'effetto corona , causano anche fastidio al rumore, ma non esiste una soluzione completa. Le perdite di petrolio e SF6 sono eccezionali e sono controllate rispettivamente da recipienti di petrolio e sistemi di monitoraggio del gas. Il rischio di incendio è ridotto dalla costruzione di muri tagliafuoco attorno ai trasformatori, gli elementi più infiammabili della stazione. Le apparecchiature elettriche creano inquinamento elettromagnetico, che si tratti di un campo elettrico, di un campo magnetico o di cariche corona. Poiché la schermatura delle valvole e degli elementi sensibili consente di limitarli, i livelli riscontrati negli impianti sono molto al di sotto degli standard. Tuttavia, le bussole delle navi possono essere disturbate. Le stazioni HVDC emettono anche armoniche nella rete (vedi Filtri ), nel caso di LCC e VSC a 2 livelli, i filtri le limitano. Per VSC multilivello queste armoniche sono trascurabili. D'altra parte, poiché i convertitori VSC a 2 livelli funzionano ad alta frequenza, possono creare inquinamento elettromagnetico.
I rendimenti dei terreni hanno anche un effetto sull'ambiente. Il fatto che riducano le perdite elettriche dovrebbe essere visto come un vantaggio. Tuttavia, possono causare vari problemi:
Esistono soluzioni per ridurre questi effetti. È così possibile posizionare una protezione catodica sulle tubazioni, il che è relativamente economico. Uno studio geologico del terreno che studia il comportamento delle correnti telluriche permette di garantire che la corrente scorra correttamente tra le stazioni.
A causa di questi svantaggi, il ritorno via terra è sempre più raro nei progetti HVDC. Le Cigré afferma tuttavia nel 2012 che, se la messa a terra è stata eseguita correttamente, non sono state finora rilevate conseguenze sulla flora e sulla fauna circostanti.
La necessità di collegare centrali sempre più lontane dai centri di consumo spinge i progettisti a sviluppare livelli di tensione sempre più elevati. In Cina, la regione del Sinkiang in particolare contiene significative risorse energetiche, eoliche e carbone, che il governo cinese vuole sfruttare. Così ABB e Siemens hanno annunciato a loro volta nel 2012 che stavano sviluppando e testando trasformatori destinati a stazioni HVDC con una tensione di +/- 1.100 kV . L'operatore cinese della rete elettrica State Grid Corporation è in prima linea nella ricerca. Queste linee raggiungerebbero potenze intorno ai 10 GW .
Un'altra area di sviluppo è il miglioramento della tecnologia VSC, che dovrebbe diventare interessante in futuro per il trasporto di grandi potenze. Anche lo sviluppo di cavi elettrici in polietilene che raggiungono tensioni più elevate è un importante obiettivo di ricerca. Infine, l'utilizzo di semiconduttori con una banda più ampia di quella del silicio , come il carburo di silicio o il nitruro di gallio, secondo gli studi, consentirebbe sia di ottenere componenti aventi una tensione maggiore e perdite ridotte rispetto al silicio corrente .
ABB , già ASEA per la parte HVDC, afferma di aver completato 74 progetti e di averne 20 in corso. Tra questi, 6 VSC sono stati completati, 7 in corso. Sono stati costruiti 3 CCC. In 800 kV , 1 progetto è stato completato, 2 sono in corso. Il suo centro di competenza e produzione si trova a Ludvika , in Svezia . I suoi VSC sono commercializzati con il marchio "HVDC Light" , i suoi LCC con il nome "Classic" .
Siemens afferma di aver completato 36 progetti e di averne 15 in corso. Tra questi 1 VSC completato, 5 sono in costruzione. Per gli 800 kV sono stati completati 3 impianti, uno è in costruzione. I principali siti e stabilimenti per Siemens HVDC si trovano a Norimberga ed Erlangen in Germania . I suoi VSC sono commercializzati con il marchio "HVDC Plus" , i suoi LCC con il nome "Classico" come ABB.
La divisione Grid di Alstom , diventata per un certo periodo Areva T&D , ha esperienza di 31 progetti completati e 3 in corso, di cui 1 a 800 kV . Prevede di consegnare il suo primo VSC nel 2014 in Svezia e un back to back negli Stati Uniti. Le sue fabbriche HVDC e il centro di ricerca si trovano a Stafford , nel Regno Unito . I suoi VSC sono commercializzati con il marchio "MaxSine" , i suoi LCC sono semplicemente indicati come HVDC.
General Electric aveva completato 10 progetti HVDC prima di ritirarsi dal mercato alla fine degli anni '80.
Toshiba , a volte associata a Hitachi e Mitsubishi , ha guidato 8 progetti HVDC.
L'operatore di rete cinese SGCC svolge un ruolo importante nella costruzione di linee HVDC nel paese. Mentre alcuni componenti, tipicamente trasformatori di conversione e valvole, sono forniti da Siemens o ABB, i fornitori locali, come XD Group , forniscono il resto.