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高電圧直流（HVDC）システムは、直流（DC）と高電圧（現在100kV ～ 800kV ）を使用して電力を送電します。これは、より一般的な交流（AC）送電システムとは対照的です。[ 1 ]
HVDC送電線は、同等のAC送電線に比べて導体数が少なく、電力損失も少ないため、長距離送電に広く利用されています。また、HVDCは同期していないAC送電システム間での送電も可能にします。HVDCリンクを流れる電力は、電源と負荷間の位相角とは独立して制御できるため、電力の急激な変化による擾乱からネットワークを安定させることができます。さらに、HVDCは50Hzと60Hzなど、異なる周波数で動作する送電網システム間での電力伝送も可能にします 。これにより、これまで互換性のなかったネットワーク間で電力の交換が可能になり、各送電網の安定性と経済性が向上します。
現代のHVDC送電方式は、1930年代にスウェーデン（ASEA）とドイツで広く開発された技術を利用している。初期の商用設備としては、1951年にソビエト連邦のモスクワとカシラを結ぶ送電線、1954年にゴットランド島 とスウェーデン本土を結ぶ100kV、 20MWの送電線などがある。 [ 2 ]世界最長のHVDCリンクは、中国の準東-南安徽リンクで、±1,100kVの超高圧直流送電線で、長さは3,000km （1,900マイル）以上である。[ 3 ]
送電において高電圧を用いるのは、電線の抵抗によるエネルギー損失を低減するためである。送電する電力量が一定の場合、電圧を2倍にすると、電流は半分で同じ電力を送電できる。
電線で熱として失われるエネルギーは電流の二乗に比例するため電流を半分にして電圧を2倍にすると、送電線損失が4分の1に減少します。[ a ]送電時のエネルギー損失は、導体のサイズを大きくして抵抗を減らすことによっても減らすことができますが、導体が大きくなると重くなり、コストも高くなります。
高電圧は照明やモーターには容易に使用できないため、送電レベルの電圧を最終用途機器用に下げる必要があります。変圧器は交流（AC）送電回路の電圧レベルを変更するために使用されますが、直流（DC）電流を通すことはできません。変圧器によってAC電圧の変更が実用的になり、AC発電機はDC発電機よりも効率的です。これらの利点により、初期の低電圧DC送電システムは20世紀初頭頃にACシステムに取って代わられました。[ 4 ]
交流と直流間の電流の実用的な変換は、水銀アーク管などのパワーエレクトロニクスデバイスの開発、そして1970年代以降はサイリスタ、集積ゲート転流サイリスタ（IGCT）、MOS制御サイリスタ（MCT） 、絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（IGBT）などのパワー半導体デバイスの開発によって可能になった。 [ 5 ]
1882年に57 kmのミースバッハ-ミュンヘン送電線で直流を使用して初めて長距離送電が実証されましたが、送電されたのはわずか1.5 kWでした。[ 6 ]初期のHVDC送電方式はスイスのエンジニア、ルネ・テュリーによって開発され[ 7 ] 、彼の方式であるテュリー方式は1889年までにイタリアのアクエドット・デ・フェラーリ・ガリエラ社によって実用化されました。このシステムは直列接続された電動発電機セットを使用して電圧を上げました。各セットは電気的接地から絶縁され、原動機からの絶縁されたシャフトによって駆動されました。送電線は定電流モードで動作し、各機械の両端に最大5,000ボルトの電圧がかかり、一部の機械には各整流子の電圧を下げるために二重整流子がありました。このシステムは120キロメートル（75マイル）の距離で14 kV DCで630 kWを送電しました。[ 8 ] [ 9 ]ムティエ・リヨンシステムは、地下ケーブル10キロメートル（6.2マイル）を含む200キロメートル（120マイル）の距離に8,600kWの水力発電を送電した。このシステムは、正極と負極間の合計電圧が150kVになるように、デュアル整流子を備えた8つの直列接続された発電機を使用し、1906年頃から1936年まで稼働した。 1913年までに15のテュリーシステムが稼働していた。[ 10 ] 最大100kVの直流で動作する他のテュリーシステムは1930年代まで稼働していたが、回転機械は高いメンテナンスが必要で、エネルギー損失が大きかった。
20世紀前半には、さまざまな電気機械装置が試験されたが、商業的にはほとんど成功しなかった。 [ 11 ]直流を高送電電圧から低利用電圧に変換するために試みられた技術の1つは、直列接続されたバッテリーを充電し、その後バッテリーを並列に再接続して配電負荷に供給することであった。[ 12 ] 20世紀初頭頃に少なくとも2つの商業設備が試されたが、バッテリーの容量が限られていること、直列構成と並列構成の切り替えが困難であること、およびバッテリーの充放電サイクルの固有のエネルギー効率の悪さのために、この技術は一般的には役に立たなかった。[ b ]
1914 年に初めて提案されたグリッド制御の水銀アークバルブは、直流送電に関連する整流器およびインバータ機能のために 1920 年から 1940 年の間に利用可能になった。1932 年、ゼネラル エレクトリックはニューヨーク州メカニックビルで水銀蒸気バルブと 12 kV 直流送電線をテストした。この送電線は 40 Hz の発電を 60 Hz の負荷に供給するためにも使用された。1941 年に、エルベ プロジェクトとして知られる60 MW、±200 kV、115 km (71マイル)の埋設ケーブルリンクが水銀アークバルブを使用してベルリン市向けに設計されたが、 1945 年のドイツ政府の崩壊により、このプロジェクトは完了しなかった。[ 14 ]このプロジェクトの名目上の正当化は、戦時中、埋設ケーブルは爆撃の標的として目立ちにくいというものだった。その機器はソビエト連邦に移送され、モスクワ・カシラHVDCシステムとしてそこで運用された。[ 15 ]モスクワ・カシラシステムと、1954年にASEAのウノ・ラムのグループによってスウェーデン本土とゴットランド島を結んだ接続は、HVDC送電の現代時代の始まりを告げるものとなった。[ 6 ]
水銀アークバルブは1972年までに設計されたシステムで一般的であり、最後の水銀アークHVDCシステム（カナダのマニトバ州にあるネルソンリバーバイポール1システム）は1972年から1977年の間に段階的に運用が開始されました。[ 16 ]それ以降、すべての水銀アークシステムは停止されるか、ソリッドステートデバイスを使用するように変更されました。水銀アークバルブを使用した最後のHVDCシステムは、ニュージーランドの北島と南島を結ぶインターアイランドHVDCリンクで、2つのポールのうちの1つで使用されていました。水銀アークバルブは、代替のサイリスタコンバータの運用開始に先立ち、2012年8月1日に廃止されました。
HVDC用のサイリスタバルブの開発は1960年代後半に始まった。サイリスタをベースとした最初の完全なHVDCシステムは、ゼネラル・エレクトリック社が建設し、1972年に運用を開始したカナダのイールリバーシステムである。 [ 17 ]
1977年以降、新しいHVDCシステムでは、ほとんどの場合サイリスタなどの固体素子が使用されています。水銀アークバルブと同様に、サイリスタはHVDC用途においてオン/オフを切り替えるために外部交流回路への接続が必要です。サイリスタを用いたHVDCは、ライン転流コンバータ（LCC）HVDCとも呼ばれます。
1979年3月15日、カボラ・バッサとヨハネスブルグ（1,410 km、880マイル ）を結ぶ1920 MWのサイリスタ式直流送電線が開通した。変換装置は1974年にAllgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG（AEG）によって製造され、Brown, Boveri & Cie（BBC）とシーメンスがプロジェクトのパートナーであった。数年間のサービス中断は、モザンビークの内戦の結果であった。[ 18 ] 送電電圧±533 kVは、当時世界最高であった。[ 6 ]
ライン転流コンバータは、HVDCシステムでの使用においていくつかの制約があります。これは、ターンオフを実現するために一定期間の逆電圧が必要となるためです。これらの制約に対処する試みとして、コンデンサ転流コンバータ（CCC）が開発されました。CCCは、交流ライン接続部に直列コンデンサを挿入します。しかし、ターンオフの問題をより直接的に解決する電圧源コンバータ（VSC）の登場により、CCCはニッチな用途にとどまっています。
1980年代からモータ駆動装置に広く用いられてきた電圧源コンバータ（VSC）は、1997年にスウェーデンで実施された実験的なヘルシェン・グランゲスベリ・プロジェクトを皮切りに、高圧直流送電（HVDC）分野にも登場し始めた。2011年末までに、この技術はHVDC市場のかなりの部分を占めるまでになった。
高定格絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（IGBT）、ゲートターンオフサイリスタ（GTO）、および統合ゲート転流サイリスタ（IGCT）の開発により、HVDCシステムはより経済的で信頼性の高いものになりました。これは、最新のIGBTが短絡故障モードを組み込んでおり、IGBTが故障した場合、機械的に短絡されるためです。したがって、最新のVSC HVDCコンバータステーションは、耐用年数全体にわたって動作を保証するために十分な冗長性を備えて設計されています。メーカーである日立エネルギー（旧日立ABBパワーグリッド、さらにその前はABB）はこのコンセプトをHVDC Light [ 19 ]と呼んでおり、シーメンスは同様のコンセプトをHVDC PLUS（Power Link Universal System）と呼んでいます。同様に、ゼネラルエレクトリックVernova（後にゼネラルエレクトリックの一部となったアルストム）は、この技術に基づく製品をHVDC MaxSineと呼んでいます。これに加えて、東芝は自社製品をHVDC-VSC MMC *1技術[ 20 ]と呼び、 三菱電機は自社製品をHVDC Diamond [ 21 ]と呼んでいる。両社はHVDCの使用範囲を数十メガワット程度の小規模なブロックや、数十キロメートル程度の短い架空送電線にまで拡大している。VSC技術にはいくつかの異なるバリエーションがあり、2012年までに構築されたほとんどの設備は、実質的に超高電圧モータ駆動回路でパルス幅変調を使用している。HVDC PLUSやHVDC MaxSineなどのより新しい設備は、モジュラーマルチレベルコンバータ（MMC）と呼ばれるコンバータのバリエーションに基づいている。
マルチレベルコンバータの利点は、高調波フィルタ装置を削減または完全に不要にできる点にある。比較のために述べると、一般的なライン転流式コンバータステーションの交流高調波フィルタは、コンバータステーションの面積のほぼ半分を占めている。
時が経つにつれ、電圧源コンバータシステムは、最高レベルの直流電力伝送用途を含む、設置済みの単純なサイリスタベースのシステムをすべて置き換える可能性が高い。[ 5 ]
長距離のポイントツーポイントHVDC送電方式は、一般的に同等のAC送電方式よりも総投資コストと損失が低くなります。終端ステーションのHVDC変換装置は高価ですが、長距離のDC送電線の総コストは、同じ距離のAC送電線よりも低くなります。HVDCは3相を支える必要がなく、表皮効果もないため、AC送電線よりも単位距離あたりの導体数が少なくて済みます。ACシステムでは同じ電力に対してより高いピーク電圧を使用するため、絶縁体のコストが増加します。
電圧レベルと構造の詳細にもよりますが、HVDC 送電損失は1,000 km (620マイル)あたり 3.5% とされており、同じ電圧の AC (6.7%) 送電線よりも約 50% 少なくなっています。[ 22 ]これは、直流は有効電力のみを伝送するため、有効電力と無効電力の両方を伝送する交流よりも損失が少なくなるためです。言い換えれば、交流電力を長距離にわたって伝送すると、電圧と電流の間に必然的に位相シフトが生じます。この位相シフトにより、実効電力= 電流× 電圧 (× はベクトル積を表す) が減少します。直流電力には位相がないため、直流の場合は位相シフトは発生しません。
さらに、HVDCは海底ケーブルに特に有効です。海底交流ケーブルでは、周囲の海水との誘導と静電容量により通常よりも大きな損失が発生しますが、HVDCにはそのような損失がないため、HVDC海底ケーブルははるかに長くすることができます。[ 23 ]
HVDC送電は、その他の技術的な利点からも選択されることがあります。HVDCは、別々の交流ネットワーク間で電力を送電できます。別々の交流システム間のHVDC電力の流れは、過渡状態時にどちらかのネットワークをサポートするように自動的に制御できますが、一方のネットワークで大規模な電力系統の崩壊が発生した場合に、もう一方のネットワークにも崩壊が及ぶリスクはありません。この制御機能は、エネルギー取引の制御が必要な場合にも役立ちます。
HVDC送電技術がメリットをもたらす具体的な用途としては、以下のようなものがあります。
海底または地下の長距離高電圧ケーブルは、ケーブル内の活線導体が比較的薄い絶縁層（誘電体）と金属シースに囲まれているため、架空送電線に比べて電気容量が大きくなります。その形状は長い同軸コンデンサに似ています。総容量はケーブルの長さとともに増加します。この容量は負荷と並列回路になっています。ケーブル伝送に交流電流を使用する場合、このケーブル容量を充電するためにケーブル内に追加の電流を流す必要があります。別の見方をすると、このような容量は電圧と電流の間に位相シフトを引き起こし、その結果、電圧と電流のベクトル積である伝送電力が減少します。ケーブル絶縁における誘電損失の結果として、追加のエネルギー損失も発生します。十分に長い交流ケーブルの場合、充電電流を供給するためだけに導体の全電流容量が必要になります。このケーブル容量の問題により、交流電力ケーブルの長さと電力伝送能力が制限されます。[ 28 ]
しかし、直流を使用する場合、ケーブルの静電容量は、ケーブルに最初に通電されたとき、または電圧レベルが変化したときにのみ充電され、追加の電流は必要ありません。直流電源ケーブルの制限は、温度上昇とオームの法則のみです。誘電体絶縁体を通していくらかの漏洩電流が流れますが、この効果は交流システムでも存在し、ケーブルの定格電流に比べて小さいです。
交流送電用途における長距離の地下ケーブルや海底ケーブルの容量効果は、交流架空線にも適用されますが、その程度ははるかに小さいです。しかしながら、長距離の交流架空送電線では、線路容量を充電するためだけに流れる電流が相当な量になる可能性があり、これにより、遠端の負荷に有効な電流を流す線路の能力が低下します。交流線の有効な電流伝送能力を低下させるもう1つの要因は、導体の断面積全体に電流が不均一に分布する表皮効果です。直流で動作する送電線導体は、どちらの制約も受けません。したがって、同じ導体損失（または発熱効果）の場合、特定の導体は交流よりも高電圧直流で動作する場合に、より多くの電力を負荷に送ることができます。[ 29 ]
最後に、環境条件やHVDCで動作する架空送電線の絶縁性能によっては、特定の送電線が、設計および絶縁されているピーク交流電圧とほぼ同じ一定のHVDC電圧で動作することが可能になる場合があります。交流システムで供給される電力は交流電圧の実効値（RMS）で定義されますが、RMSはピーク電圧の約71%にすぎません。したがって、HVDC線が交流相当線のピーク電圧と同じHVDC電圧で連続的に動作できる場合、特定の電流（HVDC電流が交流線のRMS電流と同じ場合）に対して、HVDCで動作する場合の送電能力は、交流で動作する場合の能力よりも約40%高くなります。
HVDCは非同期交流配電システム間での電力伝送を可能にするため、より広い送電網のある部分から別の部分への連鎖的な障害の伝播を防ぐことで、システムの安定性を向上させるのに役立ちます。交流ネットワークの一部が非同期化して分離する原因となる負荷の変化は、直流リンクには同様の影響を与えず、直流リンクを流れる電力は交流ネットワークを安定させる傾向があります。直流リンクを流れる電力の大きさと方向は、直流リンクの両端の交流ネットワークをサポートするために必要に応じて直接制御および変更できます。[ 30 ]
HVDCの欠点は、変換、スイッチング、制御、可用性、および保守にある。
HVDCは、主に余分な変換装置のために、交流（AC）システムよりも信頼性が低く、可用性も低い。単極システムの可用性は約98.5%で、ダウンタイムの約3分の1は故障による計画外のものである。耐故障性双極システムは、リンク容量の50%に対して高い可用性を提供するが、全容量の可用性は約97%から98%である。[ 31 ]
必要な変換所は高価で、過負荷容量が限られています。送電距離が短い場合、変換所での損失は、同じ距離の交流送電線での損失よりも大きくなる可能性があります。[ 32 ]コンバータのコストは、送電線建設コストと送電線損失の削減によって相殺されない可能性があります。
HVDC（高圧直流送電）システムを運用するには、多くの予備部品を保管しておく必要があり、多くの場合、それらは特定のシステム専用となる。これは、HVDCシステムはAC（交流）システムよりも標準化されておらず、技術の変化も速いためである。
交流システムとは対照的に、多端子システムの実現は複雑であり（特にライン転流コンバータの場合）、既存の方式を多端子システムに拡張することも同様に複雑である。多端子直流システムにおける電力潮流の制御には、すべての端子間の良好な通信が必要であり、交流送電線の固有のインピーダンスと位相角特性に頼るのではなく、コンバータ制御システムによって電力潮流を能動的に制御する必要がある。[ 33 ]そのため、多端子システムは稀である。2012年現在稼働しているのは 2 つだけです。ラディソン、ニコレット、サンディ ポンド間のケベック - ニューイングランド送電線[ 34 ]と、 1989 年にコルシカ島にも電力を供給するように変更されたサルデーニャ-イタリア本土リンク[ 35 ]です。
HVDC遮断器はアーク放電が発生するため、製造が困難です。交流（AC）では電圧が反転し、その過程で1秒間に数十回もゼロボルトを横切ります。電位差がない場所ではアーク放電は発生しないため、交流アークはこれらのゼロクロス点のいずれかで自然消滅します。直流（DC）ではゼロボルトを横切ることはなく、自然消滅もしないため、アーク距離と持続時間は、同じ電圧の交流に比べて直流の方がはるかに長くなります。つまり、電流をゼロにしてアーク放電を消滅させるための機構を遮断器に組み込む必要があります。そうしないと、アーク放電と接点摩耗が大きくなりすぎて、信頼性の高い開閉操作ができなくなります。
2012年11月、ABBは初の超高速HVDC遮断器を発表した。[ 36 ] [ 37 ]機械式遮断器は、他の用途では長年使用されてきたものの、HVDCグリッドで使用するには遅すぎる。一方、半導体遮断器は十分高速だが、導通時の抵抗が高く、通常動作時にエネルギーを浪費し、熱を発生する。ABBの遮断器は、半導体遮断器と機械式遮断器を組み合わせることで、高速遮断時間と通常動作時の低抵抗の両方を備えたハイブリッド遮断器を実現している。
HVDCの建設費用はプロジェクトの詳細によって大きく異なりますが、一部の専門家は以下の情報を提供しています。
2010年4月に発表された、スペインとフランスを結ぶ2,000MW 、64km （40マイル）の送電線の建設費用は7億ユーロと見積もられている。これにはピレネー山脈を貫くトンネルの建設費用も含まれる。[ 38 ]
HVDC変換所の中核となる、交流と直流の変換を行う装置は、コンバータと呼ばれます。ほとんどすべてのHVDCコンバータは、本来、交流から直流への変換（整流）と直流から交流への変換（インバータ変換）の両方が可能ですが、多くのHVDCシステムでは、システム全体としては一方向の電力の流れに最適化されています。コンバータ自体の設計に関わらず、（特定の時点で）交流から直流への電力の流れで動作しているステーションは整流器と呼ばれ、直流から交流への電力の流れで動作しているステーションはインバータと呼ばれます。
初期のHVDCシステムは電気機械式変換（チューリー方式）を使用していたが、1940年代以降に構築されたすべてのHVDCシステムは電子コンバータを使用している。HVDC用電子コンバータは、大きく2つのカテゴリに分類される。
現在稼働しているHVDCシステムのほとんどは、ライン転流コンバータ（LCC）に基づいている。
基本的なLCC構成では、6パルスブリッジと呼ばれる3相ブリッジ整流器が使用され、6つの電子スイッチがそれぞれ3つの相の1つを2つのDCレールの1つに接続します。スイッチング素子全体は、構造に関係なく、通常はバルブと呼ばれます。ただし、位相変化が60°ごとであるため、この構成を使用すると、DC端子とAC端子の両方でかなりの高調波歪みが発生します。
この構成を改良したものが、12パルスブリッジに12個のバルブを使用する方式です。交流は変換前に2つの独立した三相電源に分割されます。一方の電源はスター（Y）二次、もう一方はデルタ二次となるように構成され、2つの三相電源間に30°の位相差が設定されます。2つの三相電源それぞれを12個のバルブで2つの直流レールに接続することで、30°ごとに位相が切り替わり、高調波が大幅に低減されます。このため、12パルス方式は1970年代以降に建設されたほとんどのライン転流コンバータ式HVDCシステムで標準となっています。
ライン転流コンバータでは、コンバータの自由度は点弧角のみであり、これは真空管の両端の電圧が正になる時点（ダイオードで構成されている真空管であれば導通を開始する時点）からサイリスタがオンになるまでの時間遅延を表します。点弧角が増加するにつれて、コンバータの直流出力電圧は徐々に正の値が小さくなります。点弧角が90°までは整流に対応し、正の直流電圧が得られますが、90°を超えると反転に対応し、負の直流電圧が得られます。点弧角の実用的な上限は約150～160°です。これを超えると、真空管のオフ時間が不足するためです。
初期のLCCシステムでは、頑丈ではあるもののメンテナンスに手間のかかる水銀アークバルブが使用されていました。そのため、多くの水銀アークHVDCシステムでは、メンテナンス期間が短い場合はHVDC方式を6パルスモードで運用できるように、各6パルスブリッジにバイパス開閉装置が設置されていました。最後の水銀アークシステムであるHVDC島間リンクは、2012年8月1日に廃止されました。[ 39 ]
サイリスタバルブは、1972年に初めてHVDCシステムで使用されました。サイリスタはダイオードに似た半導体素子ですが、ACサイクル中の特定の瞬間にデバイスをオンにするための追加の制御端子を備えています。HVDCシステムの電圧は、場合によっては最大800kVにも達し、使用されるサイリスタの耐電圧をはるかに超えるため、HVDCサイリスタバルブは多数のサイリスタを直列に接続して構成されます。バルブの両端の電圧がサイリスタ間で均等に分配されるように、各サイリスタに並列にグレーディングコンデンサや抵抗などの追加の受動部品を接続する必要があります。サイリスタとそのグレーディング回路およびその他の補助機器は、サイリスタレベルと呼ばれます。
各サイリスタバルブは通常、数十または数百のサイリスタレベルを含み、それぞれがアースに対して異なる（高い）電位で動作します。したがって、サイリスタをオンにするためのコマンド情報は、ワイヤ接続を使用して単純に送信することはできません。絶縁する必要があります。絶縁方法は磁気式ですが、通常は光学式です。2つの光学式が使用されます。間接光トリガーと直接光トリガーです。間接光トリガー方式では、低電圧制御エレクトロニクスが光ファイバーを介して光パルスを高電圧側制御エレクトロニクスに送信し、高電圧側制御エレクトロニクスは各サイリスタの両端の電圧から電力を得ます。もう1つの直接光トリガー方式では、高電圧側エレクトロニクスの大部分を省略し、[ c ]代わりに制御エレクトロニクスからの光パルスを使用して光トリガーサイリスタ（LTT）を切り替えます。
ライン転流コンバータでは、直流電流は（通常）方向を変えることができず、大きなインダクタンスを流れるため、ほぼ一定とみなすことができます。交流側では、コンバータはほぼ電流源として動作し、系統周波数電流と高調波電流の両方を交流ネットワークに注入します。このため、HVDC用のライン転流コンバータは、電流源インバータともみなされます。
サイリスタは制御動作によってのみオンにすることができ（オフにはできない）、制御システムにはサイリスタをオンにするタイミングという1つの自由度しかありません。これは、状況によっては重要な制約となります。
絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（IGBT）などの一部の半導体デバイスでは、オンとオフの両方を制御できるため、2つ目の自由度が得られます。その結果、自己転流コンバータの製造に使用できます。このようなコンバータでは、 DC電圧の電気的極性は通常固定されており、DC電圧は大きな容量によって平滑化されるため、一定とみなすことができます。このため、IGBTを使用したHVDCコンバータは通常、電圧源コンバータと呼ばれます。追加の制御性により、多くの利点が得られます。特に、高調波特性を改善するために、1サイクルあたりIGBTを何度もオン/オフできる点が挙げられます。自己転流であるため、コンバータはACシステムの同期機に依存して動作しません。したがって、電圧源コンバータは、受動負荷のみで構成されるACネットワークに電力を供給することができます。これは、LCC HVDCでは不可能なことです。
電圧源コンバータに基づくHVDCシステムでは、通常6パルス接続が用いられる。これは、コンバータが同等のLCCに比べて高調波歪みをはるかに少なく発生させるためであり、12パルス接続は不要である。
2012年までに構築されたVSC HVDCシステムのほとんどは、2レベルコンバータをベースとしており、これはサイリスタを逆並列ダイオードを備えたIGBTに、DC平滑リアクトルをDC平滑コンデンサに置き換えた6パルスブリッジと考えることができます。このようなコンバータは、各相のAC出力における2つの離散的な電圧レベルが正負のDC端子の電位に対応することからその名が付けられています。コンバータの高調波歪みを改善するために、通常はパルス幅変調（PWM）が使用されます。
従来、 3レベルコンバータを用いたHVDCシステムもいくつか構築されてきましたが、現在ではほとんどの新しいVSC HVDCシステムは、何らかの マルチレベルコンバータ、中でもモジュラーマルチレベルコンバータ（MMC）を用いて構築されています。MMCでは、各バルブが複数の独立したコンバータサブモジュールで構成され、各サブモジュールには独自の蓄電コンデンサが内蔵されています。各サブモジュール内のIGBTは、コンデンサをバイパスするか、回路に接続することで、バルブが極めて低いレベルの高調波歪みで段階的な電圧を合成できるようにします。
各コンバータの交流側には、変圧器（多くの場合、3台の単相変圧器からなるバンク）があり、これにより変電所を交流電源から切り離し、局所的な接地を確保するとともに、適切な直流電圧を実現する。
LCC HVDC 方式用のコンバータ変圧器は、高レベルの高調波電流が流れること、および二次巻線の絶縁体に常時直流電圧がかかるため、タンク内部の絶縁構造の設計に影響が出ることから、非常に特殊なものとなっています。[ d ] LCC システムでは、変圧器は高調波キャンセルに必要な 30° の位相シフトも提供する必要があります。
VSC HVDCシステム用のコンバータトランスは、LCC HVDCシステム用のものに比べて、一般的に設計がよりシンプルで従来型である。
線路転流コンバータを使用するHVDCシステムの主な欠点は、コンバータが本質的に無効電力を消費することです。交流システムからコンバータに流入する交流電流は交流電圧よりも遅れるため、有効電力の流れの方向に関係なく、コンバータは常に無効電力を吸収し、分路リアクトルと同じように動作します。吸収される無効電力は、理想的な条件下で少なくとも0.5 Mvar/MWであり、コンバータが通常よりも高い点弧角または消弧角で動作している場合、あるいは直流電圧が低下している場合は、これよりも高くなる可能性があります。
発電所に直接接続されたHVDC変換所では、無効電力の一部は発電機自体から供給される場合もありますが、ほとんどの場合、変換所で消費される無効電力は、変換所の交流端子に接続された並列コンデンサバンクによって供給されなければなりません。並列コンデンサは通常、系統電圧に直接接続されますが、場合によっては、変換変圧器の三次巻線を介してより低い電圧に接続されることもあります。消費される無効電力は送電される有効電力に依存するため、送電電力が低い場合に無効電力が過剰に発生するのを防ぐために、並列コンデンサは通常、複数の切り替え可能なバンク（変換所あたり通常4つ）に分割する必要があります。並列コンデンサには、ほぼ必ず同調リアクトルと、必要に応じて減衰抵抗器が備えられており、高調波フィルタとしても機能するようになっています。
一方、VSCは必要に応じて無効電力を生成または消費できるため、通常は（純粋にフィルタリングに必要な場合を除き）別途の並列コンデンサは必要ありません。
すべての電子式電力変換器は、接続されている交流および直流システムに何らかの高調波歪みを発生させ、HVDC変換器も例外ではない。
近年開発されたMMC（マルチモードコンバータ）では、高調波歪みは実質的に無視できるレベルに抑えられますが、ライン転流式コンバータやよりシンプルなタイプのVSC（電圧源コンバータ）では、コンバータのAC側とDC側の両方でかなりの高調波歪みが発生する可能性があります。そのため、このようなコンバータのAC端子にはほぼ必ず高調波フィルタが必要となり、架空線を用いたHVDC（高圧直流送電）方式では、DC側にも必要となる場合があります。
ライン転流式HVDCコンバータの基本構成要素は、6パルスブリッジです。この構成では、非常に高いレベルの高調波歪みが発生します。このような高調波を抑制できる高調波フィルタを提供するのは非常にコストがかかるため、 2つの6パルスブリッジを直列に接続し、その間に30°の位相差を設けた12パルスブリッジと呼ばれる変種がほぼ常に使用されます。この構成からの高調波を抑制する作業は依然として困難ですが、対処可能です。HVDC用のライン転流式コンバータには通常、AC側の11次および13次高調波、DC側の12次高調波に対処するように設計された高調波フィルタの組み合わせが含まれています。場合によっては、AC側の23次、25次、35次、37次...、DC側の24次、36次...に対処するためにハイパスフィルタが含まれることもあります。場合によっては、交流フィルタは、3次高調波や5次高調波などの低次の非特性高調波に対して減衰効果を発揮する。
HVDC変換所用の交流高調波フィルタの設計は複雑で計算負荷が高い作業です。これは、コンバータが交流システムに許容できないレベルの電圧歪みを発生させないことを保証するだけでなく、高調波フィルタが交流システムの他のコンポーネントと共振しないことを保証する必要があるためです。交流フィルタを設計するには、広範囲の周波数における交流システムの高調波インピーダンスの詳細な知識が必要です。 [ 40 ]
DCフィルタは、架空線を含むHVDC送電システムでのみ必要です。消費者はシステムのDC端子に直接接続しないため、電圧歪み自体は問題になりません。したがって、DCフィルタの主な設計基準は、DC線路を流れる高調波電流が近くの開放型電話線に干渉を誘発しないようにすることです。[ 41 ]この種の干渉の影響をはるかに受けにくいデジタル移動体通信システムや、影響を受けない光ファイバー通信の台頭に伴い、DCフィルタはHVDCシステムにとって重要性が低下しています。
電圧源型コンバータの中には、高調波歪みが非常に低いため、フィルタが不要なものもあります。しかし、パルス幅変調（PWM）で使用される2レベルコンバータなどのコンバータでは、ライン転流型コンバータシステムほどではないにしても、ある程度のフィルタリングが必要となります。
2レベルコンバータでは、ライン転流コンバータと比較して高調波スペクトルが高周波数側にシフトします。支配的な高調波周波数は、 PWM周波数とその倍数のサイドバンドです。HVDCアプリケーションでは、PWM周波数は通常1～2kHz程度です 。[ 42 ]周波数が高くなることで、フィルタ装置を小型化できます。
単極構成では、整流器の一方の端子は電極を用いて大地に接続されます。もう一方の端子は、大地に対して高電圧で送電線に接続されます。金属製の帰還導体が設置されていないため、帰還電流は2つのステーション間の大地（または水）を流れます。この構成は、単線式接地帰還システムの一種です。
電極は通常、発電所から数十キロメートル離れた場所に設置され、中電圧電極線を介して発電所に接続されます。電極自体の設計は、陸上、海岸、または海上のいずれに設置されるかによって異なります。接地帰還付き単極構成の場合、接地電流の流れは一方向であるため、電極の1つ（陰極）の設計は比較的単純ですが、陽極電極の設計は電気化学に関連する腐食の問題により非常に複雑になります。[ 43 ]
長距離送電の場合、接地帰線方式は専用の中性線を使用する方式よりも大幅に安価になる可能性があるが、次のような問題を引き起こす可能性がある。
これらの影響は、単極送電線の両端間に金属製帰還導体を設置することで解消できます。コンバータの一方の端子は接地されているため、帰還導体は全送電電圧に対して絶縁する必要がなく、高電圧導体よりもコストが低くなります。金属製帰還導体を使用するかどうかの決定は、経済的、技術的、環境的要因に基づいています。[ 44 ]
現代の純粋な架空送電線用の単極システムは通常2 GWを伝送します。地下または海底ケーブルを使用する場合は、通常1 GWです。[ 45 ]
ほとんどの単極送電システムは、将来の双極送電システムへの拡張を見越して設計されています。送電線鉄塔は、単極送電システムでは当初は1本の導体しか使用されない場合でも、2本の導体を収容できるように設計されていることがあります。2本目の導体は、未使用のままになるか、電極線として使用されるか、または（バルト海ケーブルのように）他の導体と並列に接続されます。
別の方法として、直流電圧の約半分の電圧で動作する2本の高電圧導体を使用し、両端に1つのコンバータのみを配置する方法があります。この構成は対称モノポールと呼ばれ、コンバータは高インピーダンスを介してのみ接地され、接地電流は発生しません。対称モノポール構成は、ライン転流コンバータでは一般的ではありませんが（NorNedインターコネクトは稀な例です）、ケーブルを使用する電圧源コンバータでは非常に一般的です。
双極送電では、接地に対してそれぞれ高電位で、極性が逆の2本の導体が使用されます。これらの導体は全電圧に対して絶縁する必要があるため、送電線のコストは帰還導体を備えた単極送電よりも高くなります。しかし、双極送電には多くの利点があり、魅力的な選択肢となり得ます。
双極システムは、中国の寧東-山東プロジェクトのように、極ごとに1つのコンバータで ±660 kVの電圧で最大4 GWの電力を送電できる。12パルスコンバータあたり2 GWの電力定格を持つこのプロジェクトのコンバータは、2010年時点で これまで製造された中で最も強力なHVDCコンバータである。[ 46 ]中国の ±800 kV向家壩-上海プロジェクトのように、各極に2つ以上の12パルスコンバータを直列に接続することで、さらに高い電力を達成できる。このプロジェクトでは、各極に2つの12パルスコンバータブリッジを使用しており、それぞれ定格は400 kV DC、1.6 GWである。[ 47 ]
当初は単極として設置された海底ケーブル設備は、追加のケーブルを敷設することで双極として運用できるようになる場合がある。
双極方式を採用することで、片方または両方の極の極性を切り替えることができます。これにより、2つの並列単極として動作させることが可能となり、一方の導体が故障した場合でも、容量を縮小しながら送電を継続できます。ただし、この方式では、接地電極や送電線が余分な電流に対応できるように設計されていない場合、損失が増加する可能性があります。このような損失を低減するために、中間開閉所を設置し、そこで送電線区間を遮断したり並列化したりすることができます。この構成は、インガ・シャバ高圧直流送電（HVDC）で採用されています。
バックツーバックステーション（B2B）とは、コンバーターが両方とも同じエリア、通常は同じ建物内にある発電所のことです。直流送電線の長さはできるだけ短く保たれます。HVDCバックツーバックステーションは、周波数の異なる電力網を結合する場合（日本や南米、2009年に完成したサウジアラビア（60Hz ）とその他のGCC諸国（50Hz ）を結ぶGCC連系線など）、または公称周波数は同じだが位相関係が固定されていない2つのネットワークを結合する場合（1995/96年までのエッツェンリヒト、デュルンロール、ウィーン、およびヴィボルグHVDC計画 など）に使用されます。
バックツーバック方式の変電所では、導体長が短いため、中間回路の直流電圧を自由に選択できます。通常、小型のバルブホールを構築し、各バルブに直列接続されるサイリスタの数を減らすため、直流電圧はできるだけ低く設定されます。そのため、HVDCバックツーバック方式の変電所では、利用可能な最大電流定格（場合によっては最大4,500A ）のバルブが使用されます。
HVDCリンクの最も一般的な構成は、架空送電線または海底ケーブルで接続された2つの変換所から構成される。
2 点以上を接続する多端子 HVDC リンクはまれです。複数の端子の構成は、直列、並列、またはハイブリッド (直列と並列の混合) のいずれかになります。並列構成は、大容量の変電所でよく使用され、直列は、容量の小さい変電所でよく使用されます。例として、1992 年に開設された2,000 MWのケベック - ニューイングランド送電システムがあります。 [ 48 ] 1992 年に開設された当時、これは世界最大の多端子 HVDC システムでした。[ 48 ]
線路転流コンバータでは、電力反転が直流電圧の極性反転によって行われるため、システムに接続されているすべてのコンバータに影響を及ぼし、多端子システムの実現が困難です。一方、電圧源コンバータでは、電流の方向を反転させることで電力反転を行うため、並列接続された多端子システムの制御がはるかに容易になります。
中国は環境目標に取り組む一方で、電力需要の増加に対応するため送電網を拡張している。中国南方電網は2011年に3つのターミナルからなるVSC HVDCパイロットプロジェクトを開始した。このプロジェクトは±160 kV、200 MW、100 MW、50 MWの定格で設計されており、HVDC陸上ケーブル、海底ケーブル、架空線を組み合わせた32 km (20 mi) の送電網を通じて、南澳島で発電された風力発電を広東省本土の送電網に送電するために使用される。このプロジェクトは2013年12月19日に稼働を開始した。[ 49 ]
インドでは、マルチターミナル北東アグラプロジェクトが2015～2016年に稼働を開始しました。定格出力は6,000MWで、東のビスワナート・チャリアリとアリプルドゥアールの2つの変換所から、 1,728km （1,074マイル）離れたアグラの変換所まで、 ±800kVの双極送電線で電力を送電します。[ 48 ] [ 50 ] [ 51 ]
クロススカゲラック送電線は1993年以来、3つのポールで構成されており、そのうち2つは並列接続され、3つ目は逆極性でより高い送電電圧が使用されていました。この構成は2014年に終了し、ポール1とポール2は再び双極接続で動作するように再構築され、ポール3（LCC）は新しいポール4（VSC）と双極接続で動作するようになりました。これは、LCCとVSCポールが双極接続で連携する初のHVDC送電システムです。
同様の構成は、 1992年の容量増強後のニュージーランドのHVDCインターアイランド送電線にも見られました。この送電線では、元々の2つのコンバータ（水銀アークバルブを使用）が並列接続され、同じ極に給電していました。さらに、逆極性でより高い動作電圧を持つ新しい3つ目の（サイリスタ）コンバータが設置されました。この構成は、2つの古いコンバータが1つの新しいサイリスタコンバータに置き換えられた2012年に終了しました。
2004年に特許を取得した方式[ 52 ]は、既存の交流送電線を高電圧直流送電（HVDC）に変換することを目的としている。3本の回路導体のうち2本は双極として動作し、3本目の導体は反転弁（または逆極性で接続された並列弁）を備えた並列単極として使用される。これにより、双極導体でより大きな電流を流すことができ、設置された3本目の導体をエネルギー伝送に完全に利用できる。負荷需要が低い場合でも、氷を除去するために、線路導体に大電流を流すことができる。2012年現在、インドの送電線が双極HVDC（ HVDC Sileru-Barsoor）に変換されたが、三極変換は稼働していない。
コロナ放電とは、強い電界の存在によって流体（空気など）中にイオンが生成される現象です。中性の空気から電子が引き剥がされ、正イオンまたは電子が導体に引き寄せられる一方、荷電粒子は漂流します。この現象は、かなりの電力損失、可聴域および無線周波数干渉、窒素酸化物やオゾンなどの有毒化合物の発生、アーク放電を引き起こす可能性があります。
交流送電線と直流送電線はいずれもコロナ放電を発生させる可能性があり、前者の場合は振動する粒子の形で、後者の場合は一定の風の形で発生します。導体の周囲に形成される空間電荷のため、HVDCシステムは、同じ量の電力を送電する高電圧交流システムに比べて、単位長さあたりの損失が約半分になる可能性があります。単極送電では、通電導体の極性を選択することで、コロナ放電をある程度制御できます。特に、放出されるイオンの極性を制御できるため、オゾン生成に環境的な影響を与える可能性があります。負のコロナ放電は正のコロナ放電よりもはるかに多くのオゾンを生成し、送電線の風下側にもオゾンを生成するため、健康被害を引き起こす可能性があります。正の電圧を使用することで、単極HVDC送電線のオゾンへの影響を軽減できます。
HVDC整流器とインバータを介した電流の流れの制御性、非同期ネットワークの接続への応用、そして効率的な海底ケーブルへの応用により、HVDC連系線は電力交換のために国境や地域境界で頻繁に使用されています（北米では、HVDC接続によってカナダと米国の大部分が国境を越える複数の電気地域に分割されていますが、これらの接続の目的は依然として非同期交流グリッド同士を接続することです）。洋上風力発電所も海底ケーブルを必要とし、そのタービンは非同期です。遠隔地の大規模水力発電所から都市部への送電など、2地点間の非常に長距離の接続では、HVDC送電システムが適切に使用される場合があります。このような方式はいくつか構築されています。シベリア、カナダ、インド、スカンジナビア北部への連系線についても、HVDCの送電線コストの低減により適用可能です（HVDCプロジェクト一覧を参照）。その他の応用例については、この記事全体を通して言及されています。
交流送電線は、同じ周波数の同期交流ネットワークのみを相互接続でき、送電線の両端間の許容位相差に制限があります。電力を共有したい多くの地域では、非同期ネットワークが使用されています。英国、北欧、ヨーロッパ大陸の電力網は、単一の同期ネットワークに統合されていません。日本に は50Hzと60Hzのネットワークがあります 。北米大陸は、全域で60Hzで運用されていますが、東部、西部、テキサス、ケベック、アラスカ といった非同期の地域に分かれています。巨大なイタイプダム水力発電所を共有するブラジルとパラグアイは、それぞれ60Hzと50Hzで運用されています。しかし、HVDCシステムを使用すると、非同期交流ネットワークを相互接続できるだけでなく、交流電圧と無効電力の流れを制御することも可能になります。
長距離交流送電線に接続された発電機は不安定になり、遠く離れた交流電力系統との同期が失われる可能性がある。HVDC送電リンクにより、遠隔地の発電所を経済的に利用することが可能になる場合がある。洋上に位置する風力発電所は、HVDCシステムを使用して、同期していない複数の発電機から電力を集め、海底ケーブルで陸上に送電することができる。[ 53 ]
しかし一般的に、HVDC送電線は配電網の2つの交流領域を相互接続します。交流と直流を変換する機器は、送電コストを大幅に増加させます。交流から直流への変換は整流、直流から交流への変換は反転と呼ばれます。一定の損益分岐点距離（海底ケーブルの場合は約50km、31マイル、架空ケーブルの場合はおそらく600～800km、370～500マイル）を超えると、HVDC送電線の低コストが電子機器のコストを上回ります。
変換エレクトロニクスは、電力の流れの大きさや方向を制御することで、電力系統を効果的に管理する機会も提供する。したがって、HVDCリンクの存在によるもう一つの利点は、送電系統の安定性が向上する可能性があることである。
多数の研究が、HVDC に基づく非常に広いエリアのスーパーグリッドの潜在的な利点を強調しています。これは、地理的に分散した多数の風力発電所や太陽光発電所の出力を平均化して平滑化することで、間欠性の影響を軽減できるためです。 [ 54 ] Czisch の研究は、ヨーロッパの周辺部をカバーするグリッドが、今日の価格に近い価格で 100% 再生可能エネルギー (風力 70%、バイオマス 30%) をもたらす可能性があると結論付けています。この提案の技術的な実現可能性[ 55 ]と、多数の国際国境を越えたエネルギー送電に伴う政治的リスク[ 56 ]については議論があります。
このようなグリーン電力スーパーハイウェイの建設は、2009年に米国風力エネルギー協会と太陽エネルギー産業協会が発表した白書で提唱されている。 [ 57 ] Clean Line Energy Partnersは、米国で長距離送電用の4つのHVDC送電線を開発している。[ 58 ]
2009 年 1 月、欧州委員会は、洋上風力発電所とヨーロッパ 全土の国境を越えた連系線への接続を支援する 12 億ユーロのパッケージの一部として、アイルランド、英国、オランダ、ドイツ、デンマーク、スウェーデン 間の HVDC リンクの開発に 3 億ユーロの補助金を提案した。一方、最近設立された地中海連合は、北アフリカと中東からヨーロッパに大量の集光型太陽光発電を輸入する地中海太陽光発電計画を採用した。 [ 59 ] 2020 年に、日本・台湾・フィリピン間の HVDC 連系線が提案された。この連系線の目的は、将来のアジア太平洋スーパーグリッドに備えて、インドネシアとオーストラリアとの国境を越えた再生可能エネルギー取引を促進することである。[ 60 ]
超高電圧直流送電（UHVDC）は、高電圧直流送電技術における最新の技術革新として注目を集めている。UHVDCは800kVを超える直流電圧送電と定義される （HVDCは一般的に100～800kVである ）。
現在の UHVDC スーパーグリッドの問題の 1 つは、交流送電や低電圧での直流送電よりは少ないものの、長さが長くなるにつれて電力損失が発生することです。800 kV 送電線の典型的な損失は、800 km (500 mi)で 2.6% です。[ 61 ]このような送電線の送電電圧を上げると電力損失は減少しますが、最近まで、セグメントを接続するために必要な連系線は非常に高価でした。しかし、製造技術の進歩により、UHVDC 送電線を建設することがますます実現可能になってきています。
2010年、ABBは中国で世界初の800kV 超高圧直流送電線を建設しました。2018年には、1100kV、全長3400km （2100マイル） 、容量12GWの準東-皖南超高圧直流送電線が完成しました。2020年現在、中国では少なくとも13本の超高圧直流送電線が完成しています。
最近の UHVDC 技術の導入の大部分は中国で行われているが、南米やアジアの他の地域でも導入されている。インドでは、ライガルとプガルルを結ぶ1,830 km (1,140 mi)、800 kV、6 GW の送電線が2019 年に完成予定だった。[ 62 ]ブラジルでは、2,076 km (1,290 mi)の800 kV、4 GW のシングー・エストレイト送電線が2017 年に完成し、2,543 km (1,580 mi)の800 kV、4 GW のシングー・リオ送電線が2019 年に完成した。どちらもベロ・モンテ・ダムからのエネルギーを送電するためのものである。2020 年現在、ヨーロッパや北米には UHVDC 送電線 (≥ 800 kV) は存在しない。
中国では2019年に、 3,300 km (2,100 mi) の距離で12 GWの電力容量を持つ1,100 kVの送電線が完成しました。[ 63 ] [ 64 ]この規模により、大陸間接続が可能になり、風力発電や太陽光発電の変動に対処するのに役立つ可能性があります。[ 65 ]
