HVDC 시스템

1977년 이후, 새로운 HVDC 시스템은 대부분의 경우 사이리스터(syristor)를 솔리드 스테이트 장치만 사용해 왔다. 수은 아크 밸브와 마찬가지로 사이리스터는 HVDC 애플리케이션에서 외부 AC 회로에 연결하여 켜고 끌 수 있어야 한다. 사이리스터를 사용하는 HVDC는 LCC(Line-Commutated Converter) HVDC라고도 한다. HVDC용 사이리스터 밸브의 개발은 1960년대 후반에 시작되었다. 사이리스터를 기반으로 한 최초의 완전한 HVDC 계획은 캐나다의 Eel River 계획으로, General Electric에 의해 건설되어 1972년에 서비스를 시작했다. 1979년 3월 15일, Cabora Bassa와 Johannesburg (1,410 km) 사이의 1920 MW 사이리스터 기반 직류 연결이 통전되었다. 전환 장비는 1974년 AEG(Algemeine Electricäts-Gesellschaft AG)에 의해 구축되었으며, 브라운, 보베리 & 씨에(BBC) 및 지멘스는 이 프로젝트의 파트너였다. 모잠비크에서 발생한 내전으로 인해 수년 간의 서비스 중단이 발생했다. ±533 kV의 전송 전압은 당시 세계에서 가장 높았다. 회선 정류 변환기는 HVDC 시스템의 사용에 몇 가지 제한이 있다. 이는 AC 회로가 사이리스터 전류를 차단해야 하고 꺼짐(끄기 시간)에 영향을 주기 위해 짧은 시간 동안 '역' 전압이 필요하기 때문이다. 이러한 한계를 해결하기 위한 시도는 소수의 HVDC 시스템에 사용된 콘덴서 정류 변환기(CCC)이다. CCC는 변환기 변압기의 1차 또는 2차 측에서 AC 라인 연결부에 직렬 캐패시터를 삽입한다는 점에서 기존 HVDC 시스템과 다르다. 직렬 캐패시터는 변환기의 정류 인덕턴스를 부분적으로 상쇄하고 고장 전류를 줄이는 데 도움이 된다. 또한 변환기/인버터와 함께 더 작은 소멸각을 사용할 수 있으므로 무효 전원 지원 필요성이 줄어든다. 그러나 CCC는 소멸(정지) 시간이 필요하지 않은 전압-원 변환기(VSC)의 등장으로 틈새 애플리케이션으로만 남아 있다. 1980년대부터 모터 드라이브에 널리 사용된 전압 소스 컨버터는 1997년 스웨덴의 Hellsjön-Grängesberg 프로젝트를 통해 HVDC에 등장하기 시작했다. 2011년 말까지 이 기술은 HVDC 시장의 상당 부분을 점유했다. 고 정격 절연 게이트 양극성 트랜지스터(IGBT), 게이트 차단 사이리스터(GTO), 통합 게이트 정류 사이리스터(IGCT)의 개발로 소형 HVDC 시스템의 경제성이 향상되었습니다. 제조업체 ABB 그룹은 이 개념을 HVDC Light라고 부르는 반면, Siemens는 이와 유사한 개념을 HVDC PLUS(Power Link Universal System)라고 부르고 Alstom은 이 기술을 기반으로 제품을 HVDC MaxSine이라고 부른다. 그들은 HVDC의 사용을 수십 메가와트만큼 작은 블록과 수십 킬로미터만큼 짧은 오버헤드 라인까지 확장했다. VSC 기술에는 여러 가지 종류가 있다. 2012년까지 구축된 대부분의 설치는 효과적으로 초고전압 모터 드라이브인 회로에서 펄스 폭 변조를 사용한다. HVDC PLUS 및 HVDC MaxSine을 포함한 현재 설치는 MMC(Modular Multilevel Converter)라는 변환기의 변형 모델을 기반으로 한다. 다단계 변환기는 조화 필터링 장비를 모두 줄이거나 제거할 수 있다는 장점이 있다. 비교를 통해 일반적인 라인 정류 변환기 스테이션의 AC 고조파 필터는 변환기 스테이션 영역의 거의 절반을 커버한다. 시간이 지나면 전압 소스 컨버터 시스템은 최고 DC 전력 전송 애플리케이션을 포함하여 설치된 모든 단순 사이리스터 기반 시스템을 대체하게 될 것이다. 장거리, 지점 대 지점 HVDC 전송 체계는 일반적으로 동등한 AC 전송 체계보다 전체적인 투자 비용과 손실이 낮다. 터미널 스테이션의 HVDC 변환 장비는 비용이 많이 들지만, 장거리에서의 총 DC 전송 회선 비용은 동일한 거리의 AC 회선에 비해 저렴하다. HVDC는 3상을 지지할 필요가 없고 피부 효과도 없기 때문에 AC 라인보다 단위 거리당 도체가 적게 필요하다. HVDC 전송 손실은 전압 수준 및 시공 세부 사항에 따라 1,000km당 3.5%로 동일 전압에서 AC(6.5%) 라인보다 약 50% 낮다. 이는 직류전류가 활성전력만을 이전하기 때문에 활성전력과 반응전력을 모두 이전하는 교류전류에 비해 손실이 낮기 때문이다. HVDC 전송은 다른 기술적 이점을 위해 선택될 수도 있다. HVDC는 별도의 AC 네트워크 간에 전력을 전달할 수 있다. 별도의 AC 시스템 간의 HVDC 전력 흐름은 과도 상태 동안 어느 하나의 네트워크를 지원하도록 자동으로 제어될 수 있지만, 한 네트워크에서 중대한 전원 시스템 붕괴가 두 번째 네트워크로 이어질 위험이 없다. HVDC는 AC 그리드에 하나 이상의 HVDC 링크를 내장하여 시스템 제어성을 개선한다. 규제 해제 환경에서는 제어 가능성 기능이 특히 에너지 거래의 제어가 필요한 경우에 유용하다. HVDC 전송의 경제적, 기술적 이점을 결합하면 주요 사용자로부터 멀리 떨어진 곳에 위치한 전기 공급원을 연결하기에 적합한 선택이 될 수 있다. HVDC 전송 기술이 제공하는 특정 애플리케이션은 다음과 같다. 해저 케이블 전송 방식(예: 노르웨이와 네덜란드 사이에 있는 580km NorNed 케이블, 사르데냐와 본토 사이에 있는 이탈리아의 420km SAPEI 케이블, 호주 본토와 태즈메이니아 사이에 있는 290km 배스링크, 스웨덴과 독일 사이에 있는 250km 발트 케이블) 중간 '탭'이 없는 엔드포인트 간 장거리 대량 전력 전송으로, 원격 발전 설비를 메인 그리드에 연결힌다(예: 캐나다의 Nelson River DC 전송 시스템. 추가 와이어 설치가 어렵거나 비용이 많이 드는 상황에서 기존 전력 그리드의 용량을 늘린다. 비동기화된 AC 네트워크 간의 전력 전송 및 안정화를 예로 들 수 있으며, 극단적인 예는 서로 다른 주파수로 AC를 사용하는 국가 간에 전력을 전달할 수 있는 능력이다. 이러한 전송은 어느 방향으로든 발생할 수 있기 때문에, 비상사태와 장애 시 서로 의지할 수 있게 함으로써 두 네트워크의 안정성을 높인다. 고장 레벨(전위 단락 전류)을 증가시키지 않고 주로 AC 전원 그리드를 안정화한다. 바람과 같은 재생 가능한 자원을 주 전송 그리드에 통합. 육상 풍력 통합 프로젝트를 위한 HVDC 오버헤드 라인과 해상 프로젝트를 위한 HVDC 케이블은 북미와 유럽에서 기술적, 경제적 이유로 모두 제안되었다. 다중 전압원 변환기(VSC)가 있는 DC 그리드는 연안 풍력 에너지를 풀링하고 육지에서 멀리 떨어진 곳에 위치한 부하 센터로 전송하기 위한 기술 솔루션 중 하나이다. 긴 해저 또는 지하 고압 케이블은 케이블 내의 활선 도체가 상대적으로 얇은 절연층(유전체)과 금속 피복으로 둘러싸여 있기 때문에 오버헤드 전송선에 비해 전기 정전 용량이 높다. 형상은 긴 동축 캐패시터의 형상이다. 총 캐패시턴스는 케이블 길이에 따라 증가한다. 이 캐패시턴스는 부하와 병렬 회로에 있다. 케이블 전송에 교류 전류가 사용되는 경우 이 케이블 캐패시턴스를 충전하려면 케이블에 추가 전류가 흐르게 해야 한다. 이러한 추가 전류 흐름은 케이블 도체의 열 소산을 통해 추가적인 에너지 손실을 유발하여 온도를 높인다. 케이블 절연의 유전체 손실로 인해 추가적인 에너지 손실도 발생한다. 그러나 직류를 사용할 경우 케이블에 처음 전원이 공급되거나 전압 레벨이 변경될 때만 케이블 캐패시턴스가 충전되므로 추가 전류가 필요하지 않다. 충분히 긴 AC 케이블의 경우 충전 전류만 공급하려면 컨덕터의 전체 전류 전달 능력이 필요하다. 이 케이블 캐패시턴스 문제는 AC 전원 케이블의 길이 및 전력 전달 능력을 제한한다. DC 전원 케이블은 온도 상승과 옴의 법칙에 의해서만 제한된다. 일부 누설 전류가 유전 절연체를 통해 흐르지만 케이블 정격 전류에 비해 이 전류는 작다.