Pregled tehnologije za izvedbo 1000 MW HVDC povezave med Slovenijo in Italijo

Transcription

1 Pregled tehnologije za izvedbo 1000 MW HVDC povezave med Slovenijo in Italijo Urban Rudež 1, Jurij Klančnik 2, Rafael Mihalič 1 1 Univerza v Ljubljani, Fakulteta za elektrotehniko 2 Elektro-Slovenija, d.o.o. urban.rudez@fe.uni-lj.si, rafael.mihalic@fe.uni-lj.si, jurij.klancnik@eles.si Povzetek V članku smo izvedli pregled HVDC tehnologije, katere uporaba bi bila mogoča pri morebitni vzpostavitvi nove visokonapetostne enosmerne čezmejne prenosne povezave med Slovenijo in Italijo. HVDC tehnologija je v zadnjem času prešla iz klasične HVDC tehnologije z uporabo tiristorjev (»current source converter«z naravno komutacijo) na uporabo novejše in bolj prilagodljive tehnologije z IGBT tranzistorji (»voltage source converter«s prisilno komutacijo). V članku sta opisani obe tehnologiji ter njune prednosti in slabosti. Članek vsebuje pregled za operaterja najpomembnejših vidikov vključitve HVDC tehnologije v izmenični EES, in sicer izgube v pretvorniških postajah, izgube pri enosmernem prenosu, mogoče HVDC konfiguracije, izvedba enosmernega prenosa, itd. Technology overview for 1000 MW HVDC link between Slovenia and Italy Urban Rudež 1, Jurij Klančnik 2, Rafael Mihalič 1 1 University of Ljubljana, Faculty of electrical engineering 2 Elektro-Slovenija, d.o.o. urban.rudez@fe.uni-lj.si, rafael.mihalic@fe.uni-lj.si, jurij.klancnik@eles.si Abstract In this paper an overview of potential HVDC technologies for the possible installation of high voltage direct current (HVDC) interconnection transmission link between Italy and Slovenia is presented. In the last years, HVDC technology has evolved from the classic thyristor technology (current source converters) to advanced and more flexible IGBT transistor technology (voltage source converters). In this paper the comparison of both technologies is given. In addition, the majority of aspects which should be taken into consideration when considering the HVDC implementation into AC system are provided. These aspects are converter station losses, DC transfer losses, HVDC configuration, etc.

2 I. UVOD Delovanje elektroenergetskih sistemov (EES) po svetu v veliki večini temelji na izmenični napetosti oziroma toku (angl. Alternating Current - AC). Električna napetost na sponkah generatorjev je namreč izmenična, v teoriji sinusne oblike. Uporaba AC napetosti omogoča enostavno spreminjanje napetostnih nivojev s pomočjo energetskih transformatorjev. Ker je proizvodnja električne energije večinoma na srednji napetosti, z uporabo transformatorjev to napetost dvignemo na nivo, ustrezen za prenos energije od mest njene proizvodnje do mest njene porabe (v slovenskem EES 110, 220 in 400 kv). Razlog za uporabo višje izmenične napetosti pri prenosu električne energije je zmanjševanje tokov in s tem potrebnih presekov vodnikov in hkrati zmanjševanje ohmskih izgub, ki pri tem nastanejo. Prve enote za proizvodnjo električne energije so uporabljale enosmerne generatorje, ki so na svojih sponkah vzpostavili enosmerno napetost oziroma pognali enosmeren tok (angl. Direct Current - DC). Zaradi omejitev pri izolacijskih zahtevah generatorskih enot je bila višina napetosti omejena in zato tudi izgube pri prenosu visoke, preseki vodnikov pa veliki. Iz teorije namreč izhaja, da je velikost ohmskih izgub odvisna od druge potence toka. Zato je razumljivo, da je v preteklosti AC sistem povsem prevladal nad DC sistemom. Vendar so se mnogi strokovnjaki, kljub splošni prevladi uporabe AC napetosti, zavedali, da ima DC tehnologija na določenih področjih nekatere prednosti pred AC tehnologijo. Te potenciale je bilo v praksi mogoče začeti razvijati z iznajdbo tako imenovanega živosrebrnega krmiljenega usmernika (angl. mercuryarc valve) v petdesetih letih dvajsetega stoletja. Zaradi slabih možnosti pretvarjanja napetostnih nivojev pri DC napetosti v primerjavi z relativno enostavno uporabo transformatorja pri AC napetosti, se DC tehnologija ni razvijala na področju proizvodnje električne energije. Po drugi strani pa ima iz stališča prenosa električne energije na dolge razdalje veliko prednosti pred AC tehnologijo. Iznajdba živosrebrnega krmiljenega usmernika je omogočila izvedbo prvih aplikacij visokonapetostnega enosmernega prenosa električne energije (angl. High Voltage Direct Current - HVDC): prvi HVDC projekt, ki pa zaradi druge svetovne vojne ni bil dokončan, je HVDC povezava med Berlinom in Charlottenburgom v Nemčiji iz leta 1942, prvi HVDC projekt, ki je obratoval, je HVDC povezava med Moskvo in Kashiro v Rusiji iz leta 1951, HVDC povezava med celino in otokom Gotland na Švedskem iz leta Sistem je obratoval pri enosmerni napetosti 110 kv, dolžina podvodnega kabla, katerega prenosna kapaciteta je bila 20 MW, pa je bila ca. 96,5 km, Pacific HVDC Intertie (PDCI) med Dalles (Oregon) in Los Angeles (California) v ZDA, ki obratuje od leta 1970, itd. Po svetu je v tem trenutku veliko število HVDC projektov v izvedbi, rast inštalirane prenosne moči HVDC sistemov skozi leta pa je razvidna iz grafa, ki ga prikazuje Slika 1. Tudi v Sloveniji se razmišlja o možnostih vgradnje HVDC povezave, in sicer z EES Italije. S tem namenom je bila za naročnika ELES izvedena študija v kateri smo na Fakulteti za elektrotehniko izvedli pregled možne HVDC tehnologije. 60 GW Inštalirana moč HVDC sistemov (80 GW v letu 2006) Samo na Kitajskem pričakujejo dodatnih 104 GW zmogljivosti do leta Leto 2010 Slika 1: Inštalirana moč HVDC sistemov v svetu II. KLASIČNA HVDC TEHNOLOGIJA HVDC tehnologija bo v nadaljevanju najprej predstavljena na osnovi klasičnega HVDC pristopa, torej z uporabo močnostnih tiristorjev. Pri tem bo za osnovo upoštevan 12 pulzni pretvornik. V takšnem primeru je AC napajanje pretvornika izvedeno z dvema pretvorniškima transformatorjema, prvega vezave Yy ter drugega vezave Yd. S tem se zagotovi 30 fazni zamik med sekundarnima navitjema obeh transformatorjev. a. KONFIGURACIJA V grobem je mogoče glede na namen uporabe HVDC aplikacije izbirati med dvema tipoma shem, in sicer:»back-to-back«shemo (obe pretvorniški postaji sta postavljeni na isti lokaciji, pretvornika celo v isti stavbi - Slika 2), prenosno shemo (pretvorniški postaji sta medsebojno povezani z DC prenosno povezavo bodisi daljnovodom, kablom ali kombinacijo obeh - Slika 3 in Slika 4).

3 Pretvorniški postaji imata glede na smer opazovanja pretoka moči različne funkcije, in sicer bodisi usmernika (angl. Rectifier - R) ali razsmernika (angl. Inverter - I). V prvem koraku poglejmo»back-to-back«shemo, katere uporabnost je predvsem pri izvedbi»asinhrone«električne povezave med dvema AC sistemoma, ki sta v splošnem lahko različne frekvence. Potreba po takšnem povezovanju izvira večinoma zaradi prenosa moči med sistemi, kot je primer na Japonskem, kjer del sistema obratuje pri 50 Hz ter del pri 60 Hz. Eden od načinov, s katerim je mogoče zagotoviti prenos moči med obema deloma sistema je postavitev HVDC aplikacije, v tem primeru»back-to-back«sheme. Tiristorski ventili se običajno za obe pretvorniški postaji nahajajo v isti stavbi, imenovani»ventilska zgradba«(angl. valve hall). Ker v takšni shemi ni prenosnega voda, je shema dimenzionirana v smislu minimiziranja stroškov in izgub na uporabljenih ventilih. Zato obratujejo pri visokih vrednostih tokov (3 4 ka) in nizkih vrednostih DC napetosti ( kv). Možni sta dve izvedbi, ki se razlikujeta po lokaciji ozemljitvene točke (Slika 2). V primeru ozemljitve na lokaciji A pride do nižje obremenitve izolacije pretvorniških transformatorjev v primerjavi z lokacijo B. Iz tega sledi, da je v primeru lokacije A skupna velikost in teža posameznega transformatorja krepko manjša in s tem tudi cenejša. povezavo. Slednja je lahko izvedena z dejanskim kovinskim vodnikom (angl. metallic return) ali pa namesto nje enostavno služi zemeljska povezava (angl. ground return), kar pomeni, da v shemi ne bi bila prikazana. V primeru slednje naletimo v praksi na kar nekaj težav, med njimi je tudi ta, da prihaja s pretokom moči do erozije materiala, uporabljenega za izvedbo negativne elektrode (katode). Rešitev je bodisi izjemno velika katoda bodisi zelo pogosto vzdrževanje oziroma menjava. visoko-napetostna DC povezava povratna DC povezava Slika 3: Monopolarna prenosna HVDC shema Bipolarna shema zajema dva povsem neodvisna pola, ki sta sestavljena iz dveh pretvornikov, običajno 12 pulznih, in dveh DC prenosnih povezav. Prva ima pozitivno ter druga negativno polariteto glede na zemljo. V bistvu je bipolarna shema kombinacija dveh monopolarnih shem, kjer je zagotovljeno, da se povratna tokova obeh polov praktično v celoti medsebojno izničita. visoko-napetostna DC povezava (+) A B Slika 2:»Back-to-back«HVDC shema Prenosne sheme so namenjene prenosu električne energije s pomočjo enosmerne napetosti. Obe pretvorniški postaji torej nista postavljeni na isti lokaciji, temveč sta povezani bodisi preko nadzemnega DC voda, podzemnega DC kabla ali kombinacije obeh. V splošnem sta možni dve konfiguraciji, in sicer: monopolarna HVDC shema (Slika 3), bipolarna HVDC shema (Slika 4). Monopolarna shema predstavlja najenostavnejšo izvedbo prenosne HVDC konfiguracije. Shema vsebuje poleg pretvornikov na obeh straneh povezave eno visokonapetostno DC povezavo ter povratno visoko-napetostna DC povezava (-) Slika 4: Bipolarna prenosna HVDC shema V splošnem je mogoče vsakega od polov regulirati neodvisno od drugega, kar ima v določenih primerih svoje prednosti, predvsem v primeru okvar na katerem od pretvornikov. To je tudi ena od prednosti bipolarne sheme, saj sama struktura aplikacije nudi določeno stopnjo redundance. V primeru napak na eni od

4 enosmernih povezav je mogoče obratovanje v smislu monopolarne sheme, torej le z eno DC povezavo. b. PRETVORNIŠKA POSTAJA Glede na to, da gre pri HVDC aplikaciji za prenos električne energije pri enosmerni napetosti, se pretvorniške postaje močno razlikujejo od klasičnih razdelilno transformatorskih postaj. Pri slednji predstavlja osrednji del zgolj energetski transformator s pripadajočo opremo v stikališču [3]. Pretvorniška postaja (Slika 5) pa vsebuje povsem drug nabor opreme, med katere spadajo pretvorniški transformatorji, pretvornik, visokofrekvenčni filtri, dušilka za glajenje enosmerne napetosti in tako dalje. Delno je dodatna oprema odvisna tudi od tipa sheme HVDC aplikacije. AC vod AC filtri AC stikališče Pretvorniški transformatorji DC stikališče Slika 5: Pregled HVDC postaje Ventilska zgradba DC vod Eden od sklopov znotraj HVDC postaje je AC stikališče. Ta del se v ničemer ne razlikuje od poznane tehnologije iz obstoječih izmeničnih sistemov. Iz tega sledi, da sta mogoči dve izvedbi AC stikališča, in sicer stikališče v zunanji izvedbi (angl. Air Insulated Switchgear - AIS) in GIS stikališče (angl. Gas Insulated Switchgear - GIS). Za zaščito in vodenje EES, v katerega je HVDC aplikacija priključena preko AC stikališča, je nujno potrebna določena stopnja komunikacije med dislociranimi napravami. Komunikacija je ponekod izvršena s prenosom komunikacijskih signalov po daljnovodnih vrveh (angl. Power Line Carrier - PLC). V omrežjih, ki izrabljajo ta način komuniciranja, je v primeru inštalacije HVDC aplikacije potrebna tudi uporaba visokofrekvenčnih filtrov ali včasih imenovanih tudi PLC filtrov. Visokofrekvenčne motnje, katerih izvor je pretvornik, lahko močno ovirajo prenos komunikacijskih signalov, ki so v razponu nekje med 40 in 500 khz. Omenjeni filtri so vključeni v opremo AC stikališča. Pretvorniški transformator je vmesni člen med AC sistemom in tiristorskim pretvornikom. Potrebno se je zavedati, da se pretvorniški transformator v nekaj pomembnih vidikih razlikuje od navadnih močnostnih transformatorjev, ki so v uporabi v obstoječem AC EES. Ena od takšnih razlik je v potrebah izolacije navitij, saj je pretvorniški transformator izpostavljen tako AC kot tudi DC napetosti. Najpomembnejši vidiki izolacije v primeru uporabe AC napetosti so stanje transformatorskega olja, geometrija ter permeabilnost uporabljenih materialov. Nasprotno pa je v primeru DC napetosti največji poudarek na izolacijski upornosti izolacijskih materialov, ki pa je odvisna od trenutne obremenitve navitij. Poleg tega je pri dimenzioniranju zelo pomembno upoštevati tudi dovolj visoko možnost termične obremenitve, saj harmonske komponente tokov pretvorniški transformator tudi termično obremenjujejo. Med najpomembnejše elemente HVDC spada sam tiristorski pretvornik, ki je v celoti znotraj ventilske zgradbe. Njegova naloga je pretvarjanje izmenične napetosti v enosmerno, oziroma obratno. Osnovna enota pretvornika je 6 pulzni mostič, čeprav je v večini obstoječih aplikacij uporabljena 12 pulzna vezava. Le-ta je sestavljen iz dvanajstih tiristorskih ventilov, od katerih vsak vsebuje določeno serijo zaporedno vezanih tiristorjev (s pripadajočimi RC vezji -»snubber-circuit«), s čimer je zagotovljena ustrezna nazivna napetost na enosmerni strani. Slika 6 prikazuje strukturo posameznih tiristorskih ventilov, ki jih sestavljajo serije tiristorskih modulov oziroma nivojev. AC SISTEM Tiristor ca. 17 cm KATODA (-) ANODA (+) KRMILNA ELEKTRODA Četverni tiristorski ventil Dvojni tiristorski ventil Enojni tiristorski ventil Tiristorski modul/nivo Serije tiristorskih ventilov Slika 6: Struktura tiristorskih ventilov v ventilski zgradbi Ker imamo pri HVDC aplikacijah neizogibno opravka z neželenimi harmonskimi komponentami, je zaradi zmanjšanja neželenih vplivov delovanja pretvornika potrebno na AC strani uporabiti AC filtre za harmonske komponente. Ti so na omrežje priključeni vzporedno, sestavljeni pa so iz serijsko povezanih kondenzatorjev ter dušilk. Priklopi se vršijo avtomatsko s pomočjo klasičnih AC odklopnikov, in sicer na način, da se na AC strani filtra doseže čim manjši vpliv harmonikov na AC napetost in tok. V HVDC»back-to-back«aplikacijah se oba pretvornika nahajata v isti zgradbi, zato elementov DC sistema v postaji praktično ni. Je pa DC stikališče

5 sestavni del prenosne HVDC aplikacije, ki obsega približno % celotne površine pretvorniške postaje. Ta med drugim vsebuje tako imenovano dušilko za glajenje enosmerne napetosti (angl. DC smoothing reactor). Ta je večinoma zračno hlajena dušilka z zračnim jedrom, ki je priporočena za aplikacije pod 500 kv DC napetosti. Ta dušilka ima v grobem tri naloge, in sicer: zmanjšati harmonsko popačenje DC napetosti in toka na prenosni povezavi, omejiti kratkostični tok v primeru kratkega stika na DC strani pretvornika, prilagoditi resonančno področje na frekvence, ki niso večkratnik osnovne izmenične frekvence. c. DC PRENOSNA POVEZAVA Prenos električne energije med dvema pretvorniškima postajama je v primeru prenosne HVDC aplikacije lahko izveden bodisi preko DC nadzemnega voda, podzemnega ali podvodnega DC kablovoda. Za izvedbe prenosnih HVDC sistemov nad 50 km na kopnem se skoraj izključno uporablja nadzemne vode, in sicer predvsem zaradi dejstva, da je cena postavitve nadzemnega voda nekje med % cene polaganja podzemnega kabla. Težavo v zadnjih letih v veliko državah po svetu predstavlja predvsem odpor in nestrinjanje populacije do gradnje nadzemnih vodov (AC ali DC) ter pripadajočih daljnovodnih stebrov. Iz tega razloga je v zadnjih letih praktično nemogoče dobiti vsa potrebna dovoljenja za izgradnjo nadzemnega voda. Kar se pa tiče podvodnih aplikacij, je velika večina povezav daljših od 50 km enosmernih, saj pri daljših razdaljah enosmerni prenos ne izkazuje težav s kapacitivnostmi kabla ter posledičnih težav z jalovo močjo kot AC. Poleg tega se je potrebno zavedati, da je izvedba polaganja kablov iz vidika dolžine le-teh, izjemno enostavnejša po vodi kot po kopnem. Razlog je v teži in dolžini kablov, katerih transport vzdolž trase je enostavnejši po vodi (s posebnimi plovili) kot po kopnem, kjer zahtevnost terena večinoma onemogoča transport ogromnih kolutov kabla. Zato je na kopnem potrebna uporaba velikega števila spojk, saj je kopenski kabel iz navedenega razloga razdeljen na relativno kratke odseke (dolgi približno 1 km). To pa je seveda povezano z dodatnimi stroški in zapleti. Raziskava je pokazala, da je večina inštaliranih HVDC aplikacij v svetu namenjenih prenosu moči na izjemno dolge razdalje, kjer se za prenos izrablja nadzemni DC vod. Trenutno obstaja le nekaj aplikacij z DC kabli reda dolžin nad 300 km, velika večina je namreč krajših od 150 km oziroma nekaj tudi med 150 in 300 km. Pri tem je smiselno omeniti še razlike med zahtevanimi daljnovodnimi koridorji. Slika 7 nazorno pokaže, da je razlika med 3 GW AC daljnovodom (800 kv) ter DC HVDC vodom (+500 kv) razlika v širini koridorja precejšnja. V primeru HVDC povezave je koridor lahko kar 61 % ožji. AC 41 m 16 m HVDC 40,5 m 41 m Prenesena moč [MW] HVDC AC Širina koridorja [m] Slika 7: Primerjava stebrov za 800 kv AC vod in +500 kv HVDC vod za enako prenosno moč 3 GW III. INTERAKCIJA Z AC OMREŽJEM a. KRATKOSTIČNA MOČ V primeru priključitve HVDC aplikacije na AC omrežje je potrebno postaviti zahtevo po minimalni vrednosti kratkostične moči S k na mestu priklopa. Za boljšo predstavo o ustreznosti priključne točke na AC omrežju je smiselno definirati razmerje med S k in delovno močjo, ki teče med pretvornikoma v HVDC aplikaciji P DC, imenovano kratkostično razmerje (angl. Short-Circuit Ratio - SCR): S SCR = k (1) P DC V primerih, ko SCR zavzame vrednosti višje od 3 se točka v omrežju smatra kot»močno«(torej ustrezno za priključitev), v primerih ko pa SCR zavzame vrednosti med 2 in 3 pa za»šibko«. Razlikovanje med močno in šibko priključno točko je pomembno iz vidika obnašanja ob nihanju omrežne napetosti. Če predpostavimo obratovanje HVDC aplikacije ob konstantnem ugasnitvenem kotu, se v primeru šibke priključne točke sprememba napetosti na AC omrežju odraža v močni spremembi jalove moči, ki jo pretvornik injicira v omrežje. Ker pa je injicirana jalova moč odvisna od višine enosmernega toka I DC (natančneje odvisna od ugasnitvenega kota) sledi tudi, da v primeru šibke priključne točke majhna sprememba I DC močno vpliva na napetost v AC sistemu (Slika 8). Poleg tega močnejša priključna točka poveča točko najvišjega prenosa moči, kar pomeni, da je, z vidika regulacije prenesene moči po HVDC prenosni poti, več manevrskih možnosti (Slika 9), in sicer brez posledičnih težav z napetostjo v AC sistemu.

6 b. OBSTOJEČA ZAŠČITA AC SISTEMA Pri načrtovanju priključitve HVDC aplikacije v AC sistem je potrebno analizirati tudi morebitne vplive na ustrezno delovanje zaščite v AC sistemu [12]. Obratovalne izkušnje obstoječih sistemov sicer kažejo, da je v večini primerov ta vpliv zanemarljiv. Ampak kljub temu pa je v preteklosti že prišlo do primerov, ko temu ni bilo tako ter je zato potrebno za nekatera obratovalna stanja uvesti alternativne zaščitne mehanizme ali ustrezno dopolnitev obstoječih U AC [p.u.] SCR = 3.0 SCR = 2.0 SCR = SCR = 5.0 I DC [p.u.] Slika 8: Odvisnost U AC od I DC glede na različne vrednosti SCR P AC [p.u.] SCR = 1.5 SCR = SCR = 5.0 SCR = 3.0 I DC [p.u.] Slika 9: Odvisnost P AC od I DC glede na različne vrednosti SCR V literaturi [12] je mogoče ob priključitvi HVDC zaslediti potrebo po prilagoditvi zaščite na harmonsko popačenje kot posledica HVDC ter povratnega zemeljskega toka v primeru monopolarne sheme. Zaradi tega se lahko pojavi potreba po pre-nastavitvi stopenj distančne zaščite in občutljivosti na harmonske tokove, ki jih HVDC oddaja v omrežje. Slednje je mogoče v stacionarnem stanju praktično v popolnosti filtrirati, vendar tekom določenih prehodnih pojavov lahko uidejo v izmenično omrežje in povzročijo motnje v delovanju zaščite. c. VPLIV NA NIHAJNE NAČINE Z HVDC tehnologijo je glede na možnost hitre modulacije prenesene moči mogoče učinkovito vplivati na stabilnost elektroenergetskega sistema, še posebno na povečanje oscilatorne stabilnosti. Ta stabilnost je povezana z različnimi tipi nihanja, ki jim pravimo tudi nihajni načini EES. Z modalno analizo EES Slovenije se lahko pokaže, da je mogoče z ustrezno injekcijo moči v sistemu določene nihajne načine ustrezno dušiti. Takšno injekcijo moči lahko namreč predstavlja HVDC povezava, ki omogoča s pomočjo pretvornikov relativno hitro variirati prenos tako delovne, kot tudi jalove moči. S tem je postavljen pogoj za doprinos k dušenju nihanj, ki v sistemu povzročajo določene težave. Za prikaz principa smo v osnovnem obratovalnem stanju EES Slovenije nastavili parametre sistema tako, da izkazuje HE Doblar tri slabo dušene nihajne načine. Na tem mestu je smiselno zapisati, da boljše dušenje predstavlja bolj negativna vrednost konstante dušenja ξ. Prva lastna vrednost v kompleksni ravnini λ 1 ustreza generatorju HE Doblar 1 (Slika 10 oznaka 1), druga lastna vrednost λ 2 generatorju HE Doblar 2 (Slika 10 oznaka 2) in tretja lastna vednost λ 3 generatorju HE Doblar 3 (Slika 10 oznaka 3) ω 9 LEGENDA Slika 10: Lastne vrednosti EES Slovenije v kompleksi ravnini S črtkano krivuljo je prikazan odsek premice, ki ustreza konstanti relativnega dušenja ξ = - 5 % in predstavlja nekakšno mejo med zadovoljivim in preslabim dušenjem. Iz slike je jasno razvidno, da je najbolj kritična od vseh treh lastnih vrednosti prva (modre barve). Zato smo v model vključili injekcijo delovne moči na zbiralko priklopa generatorja Doblar 1, katera je v omrežje injicirala delovno moč v kontrafazi glede na nihanje generatorja Doblar 1. To je namreč efekt, ki bi ga bilo mogoče doseči s priklopom HVDC povezave v to isto zbiralko. Vidimo, da se z večanjem amplitude injicirane delovne moči lokacija prve lastne vrednosti λ 1 v kompleksni ravnini spreminja, in sicer se giblje v levo, torej dlje od meje nedušenih nihanj. Glede na to, da so frekvence vseh σ

7 treh načinov nihanja zelo blizu se pozna tudi vpliv na lokacijo obeh ostalih kritičnih lastnih vrednosti λ 2 in λ 3. Ker pa je bil interes študije vpliv HVDC povezave med Slovenijo in Italijo, ki naj bi bila na slovenski strani priključena na 400 kv omrežje, je potrebno preučiti tudi vpliv le-te na omenjene tri nihajne načine. Izkaže se, da je ne glede na lokacijo injekcije znotraj 400 kv nivoja mogoče z isto injekcijo moči doseči krepko manjši vpliv na dušenje nihajnega načina, katerega razlog tiči v generatorski enoti na 110 kv nivoju. V primeru priključitve injekcije na 400 kv zbiralko v RTP Divača je mogoče doseči 95 % manjše izboljšanje dušenja opazovanega načina kot v primerjavi s priključitvijo injekcije neposredno na zbiralko HE Doblar. Podobno lahko zaključimo za priključitev na 400 kv zbiralki RTP Beričevo in RTP Krško. V prvem primeru dosežemo 99 % manjše izboljšanje, medtem ko v drugem primeru izboljšanja dušenja sploh ni opaziti. Iz napisanega lahko sklenemo, da je sicer z HVDC povezavo mogoče vplivati na dušenje določenih nihajnih načinov, vendar je sposobnost dušenja močno odvisna od lokacije priključitve tako HVDC povezave kot tudi izvora nihanja. postaj). V primeru izbire podvodnega kabla pridejo glede na podatke proizvajalca v poštev mm 2 Cu kabli. V primeru izbire kopenskega kabla pa bi bili primerni za VSC izvedbo mm 2 Al kabli. Upoštevajoč dolžino 150 km podvodnega kabla izračun pokaže približno od 1,46 do 1,9 Ω ohmske upornosti za DC tok. Upoštevajoč dolžino 100 km kopnega ekstrudiranega kabla pa izračun pokaže približno od 1,875 do 2,5 Ω ohmske upornosti za DC tok. Ob toku povezave približno 1,67 ka to pomeni približno 5 do 7 MW izgub na morskem kablu in 4 do 5 MW izgub na kopnem kablu. Zapisane vrednosti razumljivo veljajo za en pol, torej se v primeru bipolne konfiguracije celotne ohmske izgube prenosa podvojijo. Upoštevajoč k skupnim izgubam prenosa še izgube v pretvorniških postajah, lahko zapišemo, da so skupne ohmske izgube za bipolarno klasično tehnologijo nekje med 30 in 36 MW ter za dvojno monopolarno VSC HVDC izvedbo nekje od 38 in 46 MW. Pri izračunu smo za izbiro preseka kablov upoštevali njihovo obremenjenost in ne morebitno povečanje preseka zaradi zmanjšanje ohmskih izgub. d. OHMSKE IZGUBE Pomemben argument za prevlado AC sistema nad DC na področju prenosa električne energije je zniževanje ohmskih izgub z relativno enostavnim dvigom električne napetosti prenosnega sistema s pomočjo energetskih transformatorjev. Po drugi strani pa je za izjemno dolge razdalje tudi s stališča izgub smiselno uporabiti HVDC tehnologijo. Če želimo predstaviti povprečne obratovalne razmere HVDC aplikacije, je potrebno podati tudi podatke o ohmskih izgubah pretvorniške postaje, ki vsebuje množico elementov in dodatne opreme. Ohmske izgube, predstavljene v nadaljevanju, so podane za točno določene obratovalne pogoje. V grobem pa lahko izgube razdelimo na izgube v praznem teku in izgube pri nazivni obremenitvi. Slika 11 podaja tipično razdelitev izgub tako za prenosno HVDC aplikacijo (Slika 11 - zgoraj) kot tudi»back-to-back«hvdc aplikacijo (Slika 11 - spodaj). Iz slike je razvidno, da poglavitni delež ohmskih izgub v pretvorniški postaji predstavljata energetski transformator ter tiristorski ventili. Odvisnost obeh od obratovalne točke (prenesene moči) prikazujeta Slika 12 in Slika 13. Poglejmo še ohmske izgube prenosnega voda. Če vzamemo v obzir razmere, za katere je predvidena HVDC povezava, lahko naredimo zelo približen izračun prenosnih izgub (torej brez pretvorniških Slika 11: Razdelitev ohmskih izgub v HVDC aplikaciji (%) IV. VSC HVDC TEHNOLOGIJA Razvoj na področju močnostne elektronike je omogočil uporabo poleg tiristorjev tudi polprevodniških elementov, katerim je mogoče s krmilnimi impulzi določiti trenutek vklopa kot tudi izklopa. Glede na razpoložljivo literaturo sta v HVDC tehnologiji uporabljena predvsem tako imenovani IGBT tranzistor (angl. Insulated-Gate Bipolar Transistor IGBT) in GTO tiristor (angl. Gate Turn Off Thyristor). Glede na obratovalne lastnosti je

8 mogoče v literaturi za takšno tehnologijo zaslediti izraz»voltage source converter - VSC«s prisilno komutacijo. Pri tem se je potrebno zavedati, da VSC HVDC sisteme z uporabo IGBT tranzistorjev poimenujejo ponudniki različno (na primer»hvdc Light«ali»HVDC Plus«. Prednosti VSC HVDC tehnologije pred klasično HVDC tehnologijo lahko strnemo v naslednje točke: s pomočjo IGBT tehnologije je mogoče krepko zmanjšati površino, potrebno za pretvorniško postajo, kar je bila do uvedbe te tehnologije pomanjkljivost HVDC aplikacij v primerjavi z AC prenosno alternativo. Tloris VSC HVDC pretvorniške postaje je namreč za približno polovico manjši od klasične HVDC postaje, zmožnost regulacije jalove moči je neodvisna od prenosa delovne moči (4 kvadrantno obratovanje), zmožnost priključitve na šibko AC omrežje oziroma celo na omrežje izven obratovanja (angl. black start capability), in sicer zaradi možnosti ločene regulacije delovne in jalove moči, hitrejša odzivnost zaradi višje frekvence preklopov (uporaba pulzno širinske modulacije) ter posledično tudi manj težav z generacijo harmonskih komponent, zmanjšan vpliv na okolje Izgube na ventilih [% celotnih izgub postaje pri polni obremenitvi] 5 Prenesena moč na DC [%] Slika 12: Izgube na pretvorniških ventilih v odvisnosti od prenesene moči Izgube na pretvorniških transformatorjih [% celotnih izgub postaje pri polni obremenitvi] 10 Prenesena moč na DC [%] Slika 13: Izgube na pretvorniških transformatorjih v odvisnosti od prenesene moči Kljub naštetemu pa ima VSC HVDC tehnologija tudi določene slabosti v primerjavi s klasično HVDC tehnologijo. Mednje spadajo višje izgube v pretvorniku zaradi višje frekvence preklopov ter višji stroški izgradnje predvsem zaradi relativno nove in zato dražje IGBT tehnologije. Trenutne omejitve VSC HVDC tehnologije so pri ±320 kv napetosti ter 1.2 GW prenosa, in sicer zaradi omejitev v kabelskem prenosu. V. ZAKLJUČKI V članku je predstavljen grob pregled in opis razpoložljive HVDC tehnologije, ki bi eventuelno lahko prišla v obzir pri odločitvi za vgradnjo HVDC povezave med EES Slovenije in Italije. Analiza v študiji je pokazala, da bi v primeru izgradnje v nekaj prihodnjih letih prišla najverjetneje v obzir bipolarna konfiguracija s klasično tiristorsko tehnologijo. V primeru izgradnje v kasnejšem obdobju pa so možnosti izgradnje novejše VSC HVDC tehnologije povsem odprte, saj je hitrost razvoja težko napovedati. Kljub temu pa trenutno prednosti VSC HVDC tehnologije pri obravnavanem projektu ne pridejo do izraza, dodaten faktor pa seveda predstavlja trenutno tudi višja cena. Eden od argumentov v prid klasične HVDC tehnologije so tudi izgube, saj se predvideva v takšnem primeru izgube pretvorniške postaje ter prenosa v rangu med 30 in 35 MW, medtem ko se predvideva pri VSC HVDC tehnologiji za približno 20 % izgub več. Iz pregleda obstoječih HVDC aplikacij v svetu lahko zaključimo, da je izvedba prenosnega enosmernega voda najbolj smiselna v obliki nadzemnega voda, pri čemer pa obstaja tudi opcija (sicer trenutno gledano zgolj z vidika tehnične izvedljivosti) zamenjave trifaznih vodnikov na obstoječih 220 kv ali 400 kv daljnovodih za enosmerne. HVDC kopenskih izvedb z dolgimi kabli je v svetu namreč izjemno malo. Modalna analiza slovenskega EES je pokazala, da je sicer mogoče z uporabo stabilizacijskega kanala HVDC aplikacije do neke mere vplivati na dušenje lokalnih nihanj v slovenskem EES. Vendar glede na to, da se predvideva priklop HVDC na 400 kv nivo ter dejstvo, da je večina proizvodnih enot v slovenskem EES na 110 kv nivoju, menimo, da ni razloga za vključitev stabilizacijskega kanala v regulacijo HVDC. Kar se pa tiče stanja slovenskega EES lahko zapišemo, da je ustrezno s stališča zahtev po dovolj visoki kratkostični moči ter da bi bilo v primeru izgradnje HVDC povezave potrebno preveriti nastavitve zaščit v AC omrežju ter s tem zagotoviti ustrezno delovanje kljub HVDC.

9 REFERENCE [1] HVDC, Connecting to the future, First Edition, Alstom Grid, [2] Jos Arrillaga, High Voltage Direct Current Transmission, 2. Eddition, The institution of Electrical Engineers, [3] J. Machowski, J. W. Bialek, J. R. Bumby: Power System Dynamics and Stability, John Wiley & Sons Ltd., [4] D. Povh, R. Mihalič, Možnosti in omejitve prenosa električne energije na dolge razdalje, 3. del, Elektrotehniški vestnik 72, [5] R. Mihalič, D. Povh, Možnosti in omejitve prenosa električne energije na dolge razdalje, 1. del, Elektrotehniški vestnik 72, [6] Schettler F., Huang H., Christl N., HVDC transmission systems using voltage sourced converters design and applications, IEEE Power Engineering Society Summer Meeting, 2000, 2, p [7] M. Khatir, A. Zidi Sid, S. Hadjeri, K. Fellah Mohammed, R. Amiri, Performance analysis of a voltage source converter (VSC) based HVDC transmission system under faulted conditions, Leonardo Journal of Sciences, Issue 15, pp , July December [8] Terminology for high voltage direct current (HVDC) transmission, IEC 60633, [9] C. Barker, HVDC for beginners and beyond, first edition, AREVA T&D publication, [10] IEC Cigre: HVDC cables state of art. [11] Cigre Working Group B4-52: HVDC Grid Feasibility Study, December [12] Cigre Working Group JWG B5/B4.25: Impact of HVDC Stations on Protection of AC Systems, Technical Brochure No. 484, december 2011.