Vikipedi

Yüksek voltajlı doğru akım

Yüksek voltajlı doğru akım (HVDC ) elektrik enerjisi iletim sistemi, daha yaygın olan alternatif akım (AC) iletim sistemlerinin aksine, elektrik enerjisi iletimi için doğru akımı (DC) kullanır.[1]

Kanada'nın Nelson Nehri'nden, güney Manitoba şebekesinde kullanılmak üzere AC'ye dönüştürüldüğü bu dönüştürücü istasyonuna hidroelektrik taşıyan uzun mesafeli HVDC hatları

Çoğu HVDC bağlantısı, 100 kV ile 800 kV arasındaki gerilimleri kullanır. Ancak, Çin'de 2019'da tamamlanan 1,100 kV'lik bir bağlantı, 12 GW güç kapasitesi ile 3.300 km (2.100 mi) uzunluğunda bir mesafeyi kapsar.[2][3] Bu boyutla, kıtalararası bağlantılar mümkün hale gelir, bu da rüzgar enerjisi ve fotovoltaik dalgalanmalarla başa çıkmaya yardımcı olabilir.[4]

HVDC hatları, eşdeğer AC hatlarından daha az iletken gerektirir ve daha az güç kaybına neden olduğu için uzun mesafeli güç iletiminde yaygın olarak kullanılır. HVDC ayrıca senkronize olmayan AC iletim sistemleri arasında güç iletimine izin verir. Kaynak ve yük arasındaki faz açısı bağımsız olarak kontrol edilebildiği için bir HVDC bağlantısı üzerinden güç akışı, güçteki hızlı değişiklikler nedeniyle ağa karşı gelen bozuklukları stabilize edebilir. HVDC ayrıca, farklı frekanslarda çalışan şebeke sistemleri arasında güç transferine olanak tanır, örneğin 50 ve 60 Hz. Bu, daha önce uyumsuz olan ağlar arasında güç alışverişine izin vererek her şebekenin stabilitesini ve ekonomisini artırır.

HVDC iletiminin modern biçimi, 1930'larda İsveç'te (Allmänna Svenska Elektriska Aktiebolaget|ASEA) ve Almanya'da yoğun bir şekilde geliştirilen teknolojiyi kullanır. Erken ticari kurulumlar arasında, 1951'de Sovyetler Birliği'nde Moskova ile Kashira arasında bir tane ve 1954'te Gotland ve ana karasal İsveç arasında 100 kV, 20 MW'lik bir sistem bulunan bir tane bulunmaktadır.[5] 2019'daki Çin projesinden önce, dünyadaki en uzun HVDC bağlantısı, her biri ±600 kV, 3150 MW olan iki bölümden oluşan ve Rondônia eyaletindeki Porto Velho'yu São Paulo bölgesine bağlayan, uzunluğu 2.500 km (1.600 mi)'den fazla olan Rio Madeira bağlantılarıdır.[6]

Avrupa'da HVDC bağlantıları
  Planlanan
  Yapım aşamasında
  Mevcut Hatlar
Bu HVDC hatlarının çoğu, gücü hidro ve rüzgar gibi yenilenebilir kaynaklardan aktarıyor.

Yüksek gerilim iletimi

değiştir

Yüksek voltaj, kabloların direncindeki enerji kaybını azaltmak için elektrik enerjisi iletiminde kullanılır. İletilen belirli bir güç miktarı için, voltajın iki katına çıkarılması yalnızca akımın yarısında aynı gücü iletecektir: Kabloların ısı olarak kaybolan güç, akımın karesiyle doğru orantılıdır   bu nedenle voltajı ikiye katlayarak akımı yarıya indirmek, hat kayıplarını 4 kat azaltır. İletimde kaybedilen güç aynı zamanda iletken boyutunu artırarak direnci azaltarak da azaltılabilir, ancak daha büyük iletkenler daha ağırdır ve daha pahalıdır.

Yüksek voltaj, aydınlatma veya motorlar için kolayca kullanılamaz, bu nedenle iletim seviyesindeki voltajlar, son kullanım ekipmanları için azaltılmalıdır. Transformatörler, alternatif akım (AC) iletim devrelerinde voltaj seviyelerini değiştirmek için kullanılır, ancak DC akımını geçiremezler. Transformatörler, AC voltaj değişikliklerini pratik hale getirdi ve AC jeneratörleri DC kullananlardan daha verimliydi. Bu avantajlar, 20. yüzyılın başında AC sistemler tarafından erken düşük voltajlı DC iletim sistemlerinin yerini almasına yol açtı.[7]

AC ve DC arasında gücün pratik dönüşümü, cıva-ark vanaleri ve 1970'lerden itibaren güç yarı iletken cihazları, tiristörler, entegre kapı komütatör tiristörler (IGCT'ler), MOS-kontrollü tiristörler (MCT'ler) ve izole kapılı bipolar transistörler (IGBT) gibi güç elektroniği cihazlarının geliştirilmesiyle mümkün hale geldi.[8]

Tarih

değiştir

Elektromekanik sistemler

değiştir
 
Thury HVDC iletim sisteminin şematik diyagramı
 
1971'de HVDC: bu 150 kV cıva ark vanası, Manitoba Hydro jeneratörlerinden uzak şehirlere iletim için AC hidroelektrik voltajını dönüştürdü.
 
İsveç'teki Baltık Kablosu HVDC Direkleri

Elektrik enerjisinin uzun mesafeli iletimi, doğru akım kullanılarak 1882'de Miesbach-Munich Güç İletimi'nde, ancak yalnızca 1.5 kW iletilmiştir.[9] Yüksek gerilim doğru akım iletiminin erken bir yöntemi, İsviçreli mühendis René Thury tarafından geliştirilmiş[10] ve Thury sistemi olarak adlandırılmıştır ve bu yöntem, Acquedotto De Ferrari-Galliera şirketi tarafından 1889'da İtalya'da uygulanmıştır. Bu sistem, voltajı artırmak için seri bağlı motor-jeneratör setlerini kullanıyordu. Her set, elektrik toprağı'ndan izole edilmişti ve her birini bir Ana motor'dan izole edilmiş millerle çalıştırıyordu. İletim hattı, her makinenin üzerine 5.000 voltla çalışan bir sabit akım modunda işletiliyordu, bazı makinelerin her bir komütatör üzerindeki voltajı azaltmak için çift komütatörlere sahipti. Bu sistem, 120 kilometre (75 mi) mesafede 14 kV DC'de 630 kW iletim sağlıyordu.[11][12] Moutiers–Lyon sistemi, 200 kilometre (120 mi) mesafede hidroelektrik gücünü 8.600 kW iletim sağladı, bunun içinde 10 kilometre (6,2 mi)'lik bir yeraltı kablosu vardı. Bu sistem, pozitif ve negatif kutuplar arasında toplamda 150 kV voltaj sağlayan sekiz seri bağlı jeneratör kullanıyordu ve y.1906'dan 1936'ya kadar çalıştı. 1913'e kadar on beş Thury sistemi işletimdeydi.[13] 1930'lara kadar, 100 kV DC'ye kadar olan diğer Thury sistemleri de çalıştı, ancak döner makineler yüksek bakım gerektiriyor ve yüksek enerji kaybına sahipti.

Yüzyılın ilk yarısında çeşitli diğer elektromekanik cihazlar ticari başarı elde edemedi.[14] Yüksek iletim voltajından düşük kullanım voltajına doğrudan akımın dönüştürülmesi için denenen bir teknik, seri bağlı pilleri şarj etmek ve ardından pilleri paralel bağlamaktı. Bununla birlikte, en az iki ticari kurulum 20. yüzyılın başlarında denenmesine rağmen, pil kapasitesinin sınırlı olması, seri ve paralel konfigürasyonlar arasında geçiş yapmanın zorlukları ve pil şarj/deşarj döngüsünün içsel enerji verimsizliği nedeniyle teknik genel olarak faydalı değildi.[a]

Cıva ark vanaları

değiştir

1914'te önerilen,[15] 1920 ile 1940 dönemi arasında, doğru akım iletimi ile ilişkilendirilen doğrultucu ve inverter fonksiyonları için kontrol edilen ızgara kontrollü cıva buharı vana kullanılmaya başlandı. 1932'den itibaren, General Electric cıva buharı vanalarını ve 12 kV DC iletim hattını test etti ve aynı zamanda 40 Hz üretilen elektriği 60 Hz yükleri beslemek için dönüştürdü, Mechanicville, New York'ta. 1941'de, Elbe-Projesi olarak bilinen, şehir için tasarlanan 60 MW, ±200 kV, 115 km (71 mi) gömülü kablo bağlantısı, cıva buharı vanaları kullanılarak Berlin'de planlandı, ancak, Alman hükümetinin 1945'teki çöküşü nedeniyle proje hiçbir zaman tamamlanmadı.[16] Projenin nominal gerekçesi, savaş zamanında gömülü bir kablonun bombalama hedefi olarak daha az dikkat çekici olacağıydı. Ekipman, Sovyetler Birliği'ne taşındı ve orada Moskova-Kashira HVDC sistemi olarak hizmete girdi.[17] Moskova-Kashira sistemi ve 1954'teki Uno Lamm'ın grubunun, ASEA'nın, İsveç ana karası ile Gotland adası arasındaki bağlantısı, modern HVDC iletiminin başlangıcını işaretledi.[18]

Cıva buharı vanaları, 1972'ye kadar tasarlanmış sistemlerde yaygındı, en son cıva buharı HVDC sistemi (Kanada'nın Manitoba eyaletindeki Nelson Nehri Bipol 1 sistemi) 1972 ve 1977 arasında aşamalı olarak hizmete girmişti.[19] O zamandan beri, tüm cıva buharı sistemleri ya kapatıldı ya da katı hal cihazlarını kullanmak üzere dönüştürüldü. Cıva buharı vanalarını kullanan son HVDC sistemi, Yeni Zelanda'nın Kuzey ve Güney Adaları arasındaki Inter-Island HVDC bağlantısı idi ve bu vanalardan birini kullanıyordu. Cıva buharı vanaları, yerine geçecek tiroid dönüştürücülerin devreye alınması öncesinde 1 Ağustos 2012'de devre dışı bırakıldı.

Tristör vanaları

değiştir

Thyristor vana için HVDC gelişimi 1960'ların sonlarında başladı. Thyristor'a dayalı ilk tam HVDC şeması, 1972'de hizmete giren ve Kanada'daki Eel River şemasıydı, bu şema General Electric tarafından inşa edildi.[20]

1977'den beri, yeni HVDC sistemlerinde genellikle thyristorlar gibi katı hal cihazları kullanılmıştır. Cıva buharı vana gibi, thyristorları açıp kapatmak için HVDC uygulamalarında dış bir AC devreye bağlantı gerektirir. Thyristor'ları kullanan HVDC ayrıca line-commutated converter (LCC) HVDC olarak da bilinir.

15 Mart 1979'da, Cabora Bassa ile Johannesburg arasında 1,410 km (0,876 mi) uzunluğunda, 1920 MW'lik bir thyristor tabanlı doğru akım bağlantısı devreye alındı. Dönüşüm ekipmanı 1974'te Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) ve Brown, Boveri & Cie (BBC) tarafından inşa edildi ve Siemens proje ortaklarındandı. Mozambik'teki bir iç savaş nedeniyle birkaç yıl süren servis kesintileri yaşandı.[21] O dönemde ±533 kV iletim gerilimi dünya genelindeki en yüksekti.[22]

Kondansatör komütatörlü dönüştürücüler

değiştir

HVDC sistemlerinde kullanıldığında, Hat komütatörlü dönüştürücülerin (LCC'ler) belirli sınırlamaları vardır. Bu sınırlamalar, dönüştürücünün kapanması için bir ''ters'' gerilim dönemine ihtiyaç duyulmasından kaynaklanmaktadır. Bu sınırlamaları aşmak için bir çaba olarak, kondansatör komütatörlü dönüştürücü (CCC) geliştirilmiştir. CCC, seri kondansatörleri AC hat bağlantılarına entegre eder. Ancak, VSC'lerin (gerilim kaynaklı dönüştürücüler) ortaya çıkması, kapanma sorunlarını daha etkin bir şekilde ele aldığı için CCC, daha dar bir uygulama alanında kalmıştır.

Gerilim kaynağı dönüştürücüler

değiştir

1980'lerden bu yana motor sürücülerinde yaygın olarak kullanılan gerilim kaynaklı dönüştürücüler (VSC'ler), 1997'de İsveç'teki deneysel Hellsjön–Grängesberg projesiyle HVDC'de görünmeye başladı. 2011'in sonuna gelindiğinde, bu teknoloji HVDC pazarının önemli bir kısmını ele geçirmişti.

Daha yüksek dereceli izole kapı bipolar transistörlerin (IGBT'ler), kapı kapatma tiristörlerinin (GTO'lar) ve entegre kapı komütatörlü tiristörlerin (IGCT'ler) geliştirilmesi, HVDC sistemlerini daha ekonomik ve güvenilir hale getirmiştir. Bu, modern IGBT'lerin bir kısa devre arıza modu içermesinden kaynaklanmaktadır; bir IGBT arızalanırsa, mekanik olarak kısa devre yapılır. Bu nedenle, modern VSC HVDC dönüştürücü istasyonları, hizmet ömürleri boyunca işlem garantisi sağlamak için yeterli yedekliği içeren şekilde tasarlanmıştır. Üretici ABB Grubu bu konsepte "HVDC Light" adını verirken, Siemens benzer bir kavramı "HVDC PLUS" ("Power Link Universal System") olarak adlandırır ve Alstom, bu teknolojiye dayalı ürünlerini "HVDC MaxSine" olarak adlandırır. Bu, HVDC'nin kullanımını birkaç on megavatlık bloklara ve birkaç on kilometrelik kısa hatlara kadar genişletmiştir. VSC teknolojisinin birkaç farklı varyantı vardır: 2012'ye kadar yapılan çoğu kurulum, etkili bir şekilde ultra yüksek voltajlı bir motor sürücüsü olan bir devrede darbe genişlik modülasyonu kullanır. Daha yeni kurulumlar, HVDC PLUS ve HVDC MaxSine de dahil olmak üzere, "Modüler Çok Seviyeli Dönüştürücü" (MMC) olarak adlandırılan bir dönüştürücü varyantına dayanmaktadır.

Çok seviyeli dönüştürücülerin avantajı, harmonik filtreleme ekipmanının azaltılması veya tamamen ortadan kaldırılabilmesidir. Karşılaştırma yapmak gerekirse, tipik hat komütatörlü dönüştürücü istasyonlarının AC harmonik filtreleri, dönüştürücü istasyonu alanının neredeyse yarısını kaplar.

Zamanla, gerilim kaynaklı dönüştürücü sistemlerin, en yüksek DC güç iletim uygulamaları dahil olmak üzere, tüm kurulu basit tiristör tabanlı sistemleri değiştirmesi muhtemeldir.[8]

AC ile karşılaştırma

değiştir

Avantajları

değiştir

Uzun mesafeli, noktadan-noktaya HVDC iletim şeması genellikle toplam yatırım maliyeti ve kayıpları, eşdeğer AC iletim şemasına göre daha düşüktür. Terminal istasyonlarındaki HVDC dönüşüm ekipmanı pahalı olsa da, uzun mesafelerde toplam DC iletim hattı maliyetleri, aynı mesafedeki bir AC hattından daha düşüktür. HVDC, üç fazı destekleme ve cilt etkisi olmaması nedeniyle birim mesafe başına daha az iletken gerektirir. AC sistemleri aynı güç için daha yüksek tepe gerilimi kullanır, bu da izolatör maliyetlerini arttırır.

Gerilim seviyesine ve yapım detaylarına bağlı olarak, HVDC iletim kayıpları genellikle 1000 km başına %3.5 olarak belirtilir, aynı gerilimdeki AC (6.7%) hatlardan yaklaşık %50 daha azdır. Bu, doğrudan akımın yalnızca etkin gücü aktarması ve dolayısıyla aktif ve reaktif gücü aktaran alternatif akımdan daha düşük kayıplara neden olması nedeniyledir.

HVDC iletimi diğer teknik faydalar için de seçilebilir. HVDC, ayrı AC ağları arasında güç transfer edebilir. Ayrı AC sistemleri arasındaki HVDC güç akışı, herhangi bir ağın geçici koşullarda desteklenmesi için otomatik olarak kontrol edilebilir, ancak bir ağdaki büyük bir güç sistem çökmesinin ikincisinde bir çöküşe yol açma riski olmadan. Kontrol edilebilirlik özelliği, enerji ticaretinin kontrol edilmesinin gerektiği durumlarda da kullanışlıdır.

HVDC iletim teknolojisinin faydalar sağladığı özel uygulamalar arasında şunlar bulunmaktadır:

  • Deniz altı kablo iletim şemaları (örneğin, Kuzey Deniz Bağlantısı, Norveç ve Hollanda arasındaki NorNed kablosu, İtalya'nın Sardinya ve ana karası arasındaki SAPEI kablosu, Avustralya ana karası ile Tasmania arasındaki Basslink ve İsveç ile Almanya arasındaki Baltık Kablosu [23] ).
  • Ara bağlantı noktası olmadan uçtan uca uzun mesafe toplu güç iletimi, genellikle uzak bir üretim tesisi ile ana ızgara arasındaki bağlantıyı sağlamak için (örneğin, Kanada'daki Nelson Nehri DC İletim Sistemi).
  • İlave hatların kurulması zor veya pahalı olduğu durumlarda mevcut bir iletim hattının kapasitesinin artırılması.
  • Senkronize olmayan AC ağları arasında güç iletimi ve stabilizasyon; en uç örnek, farklı frekanslarda AC kullanan ülkeler arasında güç aktarma yeteneğidir.
  • Olası kısa devre akımını artırmadan ağırlıklı olarak AC güç şebekesini stabilize etme.
  • Ana iletim ızgarasına rüzgar gibi yenilenebilir kaynakların entegrasyonu. Kuzey Amerika ve Avrupa'da kıyıdışı projeler için HVDC havai hatları ve kıyıdaki projeler için HVDC kabloları teknik ve ekonomik nedenlerle önerilmiştir. Birden fazla VSC'ye sahip DC ızgaraları, kıyıdaki rüzgar enerjisini havai hatlarıyla uzakta bulunan yük merkezlerine aktarmanın teknik çözümlerinden biridir.

Dezavantajları

değiştir

HVDC'nin dezavantajları dönüşüm, anahtarlamalar, kontrol, erişilebilirlik ve bakım alanlarında ortaya çıkar.

HVDC, ek dönüşüm ekipmanından kaynaklanan ekstra maliyet nedeniyle alternatif akım (AC) sistemlerinden daha az güvenilir ve daha düşük bir erişilebilirliğe sahiptir. Tek kutuplu sistemlerin erişilebilirliği yaklaşık %98.5'tir ve arızalardan kaynaklanan kesintilerin yaklaşık üçte biri planlanmamıştır. Arıza tolere edebilen iki kutuplu sistemler, bağlantının %50'si için yüksek bir erişilebilirlik sağlar, ancak tam kapasitenin erişilebilirliği %97 ila %98 civarındadır.[24]

Gerekli olan dönüştürücü istasyonları pahalıdır ve sınırlı aşırı yükleme kapasitesine sahiptir. Daha küçük iletim mesafelerinde, dönüştürücü istasyonlarındaki kayıplar, aynı mesafedeki bir AC iletim hattında olduğundan daha büyük olabilir.[25] Dönüştürücülerin maliyeti, hat inşaat maliyetlerinde ve güç hattı kayıplarında yapılan indirimlerle dengelenmeyebilir.

Bir HVDC şemasının işletilmesi, HVDC sistemlerinin AC sistemlerden daha az standartlaştırıldığı ve teknolojinin daha hızlı değiştiği için genellikle sadece bir sisteme özel olarak tutulan birçok yedek parça gerektirir.

AC sistemlerine kıyasla çoklu terminal sistemlerin gerçekleştirilmesi karmaşıktır (özellikle hat komütatörlü dönüştürücülerle), mevcut şemaların çoklu terminal sistemlere genişletilmesi de karmaşıktır. Çoklu terminal DC sistemlerinde güç akışının kontrol edilmesi, tüm terminaller arasında iyi iletişimi gerektirir; güç akışı, doğal empedans ve faz açısı özelliklerine dayanmak yerine dönüştürücü kontrol sistemi tarafından aktif olarak düzenlenmelidir.[26] Çoklu terminal sistemleri nadirdir. 2012 itibarıyla, yalnızca iki adet bulunmaktadır: Radisson, Sandy Pond ve Nicolet arasındaki Hydro Québec - New England iletimi ve 1989'da Sardinia - anakara İtalya bağlantısı değiştirilerek Korsika adasına da güç sağlayan Sardinya - anakara İtalya bağlantısı.[27]

Maliyetler

değiştir

GE Vernova, Siemens Energy ve Hitachi Energy gibi HVDC sistem sağlayıcıları genellikle belirli projelerin maliyet ayrıntılarını belirtmezler. Bu tür maliyetler, tedarikçi ile müşteri arasında Gizli Ticari Konular olarak ele alınır.

Maliyetler, projenin belirli özelliklerine (güç derecesi, devre uzunluğu, açık hava vs. kablolu yol, arazi maliyetleri, yer sismolojisi ve her iki uçtaki AC ağının gerektirdiği iyileştirmeler gibi) bağlı olarak geniş bir şekilde değişir. DC'nin açık bir teknik avantajı olmadığı durumlarda ve yalnızca ekonomik nedenlerle seçimi belirlerken, DC ile AC iletim maliyetlerinin detaylı bir karşılaştırması gerekebilir.

Ancak bazı uygulayıcılar bazı bilgiler verdiler:

“ İngiliz Kanalı altına döşenmiş 8 GW kapasiteli, 40 km uzunluğundaki bir bağlantı için, aşağıdaki bilgiler, 2000 MW 500 kV bipolar geleneksel HVDC bağlantısı için yaklaşık birincil ekipman maliyetlerini içerir (arazi kullanımı, kıyıya yakın güçlendirme çalışmaları, izinler, mühendislik, sigorta vb. hariç tutulur)
  • Dönüştürücü istasyonları ~£110M (~€120M veya $173.7M)
  • Deniz altı kablosu + kurulum ~£1M/km (£1.6m/mile) (~€1.2M veya ~$1.6M/km; €2m veya $2.5m/mile)

Dolayısıyla, İngiltere ve Fransa arasında dört bağlantı ile 8 GW kapasiteli bir sistem için, yüklenmiş işler için £750M'den fazla bir miktar kalmamaktadır. Gerekirse, ek kıyı işleri için ek £200–300M eklenir.[28]

„

Nisan 2010'da, İspanya ile Fransa arasında 2.000 MW kapasiteli, 64 km uzunluğundaki bir hat için €700 milyonluk bir maliyet tahmini açıklanmıştır. Bu, Pirene Dağları'nda bir tünel maliyetini içerir.[29]

Notlar

değiştir
  1. ^ Modern bir pil depolama elektrik santrali, uygun voltajlarda alternatif akımdan doğrudan akıma enerjiyi dönüştürmek için transformatörler ve invertörler içerir.

Kaynakça

değiştir
  1. ^ Arrillaga, Jos; High Voltage Direct Current Transmission, second edition, Institution of Electrical Engineers, 0 85296 941 4, 1998.
  2. ^ "Changji-Guquan ±1,100 kV UHV DC Transmission Project Starts Power Transmission". SGCC. 27 Ocak 2020 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 26 Ocak 2020. 
  3. ^ "ABB wins orders of over $300 million for world's first 1,100 kV UHVDC power link in China". abb.com. 19 Temmuz 2016. 24 Şubat 2018 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 13 Mart 2017. 
  4. ^ "The Future of Power Is Transcontinental, Submarine Supergrids". Bloomberg.com (İngilizce). 9 Haziran 2021. 6 Eylül 2021 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 6 Eylül 2021. 
  5. ^ Hingorani, N.G. (1996). "High-voltage DC transmission: a power electronics workhorse". IEEE Spectrum. 33 (4). ss. 63-72. doi:10.1109/6.486634. 
  6. ^ ABB HVDC 6 Aralık 2011 tarihinde Wayback Machine sitesinde arşivlendi. website.
  7. ^ Hughes, Thomas Parke (1993). Networks of Power: Electrification in Western Society, 1880–1930. Baltimore, Maryland: Johns Hopkins University Press. 978-0-80182-873-7, sayfalar 120-121
  8. ^ a b Jos Arrillaga; Yonghe H. Liu; Neville R. Watson; Nicholas J. Murray (9 Ekim 2009). Self-Commutating Converters for High Power Applications. John Wiley and Sons. ISBN 978-0-470-74682-0. Erişim tarihi: 9 Nisan 2011. 
  9. ^ Guarnieri, M. (2013). "The Alternating Evolution of DC Power Transmission". IEEE Industrial Electronics Magazine. 7 (3). ss. 60-63. doi:10.1109/MIE.2013.2272238. 
  10. ^ Donald Beaty et al, "Elektrik Mühendisleri İçin Standart El Kitabı 11. Baskı", McGraw Hill, 1978
  11. ^ "ACW's Insulator Info – Book Reference Info – History of Electrical Systems and Cables". 26 Ekim 2016 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 21 Mart 2024. 
  12. ^ R. M. Black The History of Electric Wires and Cables, Peter Perigrinus, Londra 1983 0-86341-001-4 sayfalar 94–96
  13. ^ Alfred Still, Overhead Electric Power Transmission, McGraw Hill, 1913 sayfa 145, Internet Archive'den temin edilebilir
  14. ^ ""Rekabetçi Gücün Araçlarını Şekillendirme"" (PDF). 26 Ağustos 2005 tarihinde kaynağından (PDF) arşivlendi. 
  15. ^ Rissik, H., Mercury-Arc Current Converters, Pitman. 1941, chapter IX.
  16. ^ ""HVDC TransmissionF"" (PDF). 8 Nisan 2008 tarihinde kaynağından (PDF) arşivlendi. 
  17. ^ IEEE – IEEE Tarih Merkezi 6 Mart 2006 tarihinde Wayback Machine sitesinde arşivlendi.
  18. ^ Kaynak hatası: Geçersiz <ref> etiketi; guarnieri 7-33 isimli refler için metin sağlanmadı (Bkz: Kaynak gösterme)
  19. ^ Cogle, T.C.J, The Nelson River Project – Manitoba Hydro exploits sub-arctic hydro power resources, Electrical Review, 23 Kasım 1973.
  20. ^ Dorf, Richard C. (1997). The electrical engineering handbook (illustrated). 2. s. 1343. ISBN 978-0-8493-8574-2. 
  21. ^ "Siemens overhauls 15 converter transformers at Cahora Bassa HVDC link in Mozambique". Press. 27 Haziran 2019. 14 Aralık 2023 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 14 Aralık 2023. 
  22. ^ Kaynak hatası: Geçersiz <ref> etiketi; guarnieri 7-34 isimli refler için metin sağlanmadı (Bkz: Kaynak gösterme)
  23. ^ ABB HVDC 13 Ağustos 2009 tarihinde Wayback Machine sitesinde arşivlendi. website
  24. ^ "HVDC Classic reliability and availability". ABB. 30 Mart 2010 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 14 Haziran 2019. 
  25. ^ Ghazal, Falahi (5 Aralık 2014). "Design, Modeling and Control of Modular Multilevel Converter based HVDC Systems. - NCSU Digital Repository". www.lib.ncsu.edu. Erişim tarihi: 17 Nisan 2016. 
  26. ^ Donald G. Fink ve H. Wayne Beaty (25 Ağustos 2006). Standard Handbook for Electrical Engineers . McGraw-Hill Professional. ss. 14-37 denklem 14-56. ISBN 978-0-07-144146-9. 
  27. ^ "The HVDC Transmission Québec–New England". ABB Asea Brown Boveri. 5 Mart 2011 tarihinde kaynağından arşivlendi. Erişim tarihi: 12 Aralık 2008. 
  28. ^ Belirgin bir İngiliz mühendislik danışmanlığına ait olan kaynak, anonim kalmak istemiş ve Claverton Energy Research Group 13 Ağustos 2009 tarihinde Wayback Machine sitesinde arşivlendi. üyesidir
  29. ^ Spain to invest heavily in transmission grid upgrades over next five years|CSP Today 5 Ekim 2011 tarihinde Wayback Machine sitesinde arşivlendi.. Social.csptoday.com (2010-04-01). Retrieved on 2011-04-09.

Dış bağlantılar

değiştir
"https://tr.wikipedia.org/w/index.php?title=Yüksek_voltajlı_doğru_akım&oldid=33337636" sayfasından alınmıştır