高電圧直流

高電圧直流（HVDC）電力送電システムは、より一般的な交流（AC）送電システムとは対照的に、電力送電に直流（DC）を使用します。 ^[1]ほとんどのHVDCリンクは100kVから800kVの間の電圧を使用します。

HVDC ラインは、同等の AC ラインよりも必要な導体が少なく、電力損失が少ないため、長距離送電によく使用されます。また、HVDC では、同期されていない AC 送電システム間での電力伝送も可能です。HVDC リンクを介した電力フローは、ソースと負荷間の位相角とは無関係に制御できるため、電力の急激な変化による障害に対してネットワークを安定させることができます。HVDC では、50 Hz や 60 Hz などの異なる周波数で動作するグリッド システム間での電力転送も可能です。これにより、以前は互換性がなかったネットワーク間での電力交換が可能になり、各グリッド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）とドイツで広範に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年にソ連でモスクワとカシラの間に設置されたものや、1954年にゴットランド島とスウェーデン本土の間に設置された100kV、20MWのシステムなどがある。 ^[2] 2019年の中国のプロジェクト以前は、世界最長のHVDCリンクはブラジルのリオマデイラリンクで、±600kV、3150MWの2本の双極で構成され、ロンドニア州のポルトヴェーリョとサンパウロ地域を2,500km（1,600マイル）以上で接続していた。^[3]

電力伝送には、電線の抵抗で失われるエネルギーを減らすために高電圧が使用されます。伝送される電力量が一定であれば、電圧を 2 倍にすると、電流は半分で同じ電力を供給できます。

$${\displaystyle {\text{電力}}=({\text{電圧}})\cdot ({\text{電流}})=(2\cdot {\text{電圧}})\cdot ({\tfrac {1}{2}}\cdot {\text{電流}})}$$

電線で熱として失われるエネルギーは電流の二乗に正比例するため、電流を半分にして電圧を 2 倍にすると、線路損失は 4 分の 1 に減少します。^[a]伝送中に失われるエネルギーは、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削減できますが、導体が大きいほど重くなり、コストも高くなります。 ${\textstyle ({\text{熱として失われるエネルギー}}={\text{電流}}^{2}\cdot {\text{抵抗}}\cdot {\text{時間}}),}$

高電圧は照明やモーターには容易に使用できないため、最終用途の機器に合わせて送電レベルの電圧を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、DC 電流を流すことはできません。変圧器により AC 電圧の変更が実用的になり、AC 発電機は DC を使用する発電機よりも効率的になりました。これらの利点により、初期の低電圧 DC 送電システムは 20 世紀初頭に AC システムに取って代わられました。^[4]

交流と直流の間で電流を変換する実用的な技術は、水銀アークバルブなどの電力用電子機器の開発、そして1970年代以降にはサイリスタ、集積ゲート整流サイリスタ（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）などの電力用半導体機器の開発によって可能になった。^[5]

最初の長距離送電は1882年にミースバッハ・ミュンヘン送電所で直流を用いて実証されたが、送電されたのは1.5kWのみであった。^[6] HVDC送電の初期の方法はスイスの技術者ルネ・チューリー^{[7]によって開発され、彼の方法であるチューリーシステムは1889年に}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た。このシステムでは、電圧を上昇させるために直列接続された電動発電機セットを使用した。各セットは電気的接地から絶縁され、原動機からの絶縁シャフトによって駆動された。送電線は定電流モードで動作し、各機械にかかる電圧は最大5,000ボルトで、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備わっていた。このシステムは120キロメートル(75マイル)の距離を14kV DCで630kWを送電した。^{[8] [9]}ムーティエ・リヨン系統は、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。この系統は、正極と負極の間の総電圧が150kVになるように、直列に接続された8台の発電機と二重整流子を使用し、1906年頃から1936年まで稼働していた。1913年までに15のThury系統が稼働していた。^[10] 最大100kV DCで稼働する他のThury系統は1930年代まで稼働していたが、回転機械には高いメンテナンスが必要で、エネルギー損失も大きかった。

20世紀前半には様々な電気機械装置がテストされたが、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だった。^[12] 20世紀初頭には少なくとも2つの商用設備が試されたが、バッテリーの容量が限られていること、直列と並列の構成を切り替えるのが難しいこと、バッテリーの充電/放電サイクルに固有のエネルギー効率の悪さなどから、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^[13]グリッド制御水銀アーク弁は、 1920年から1940年にかけて直流送電に関連する整流器およびインバータ機能用に​​利用可能になりました。1932年から、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弁と12kV直流送電線の試験を開始しました。この送電線は40Hz発電を60Hz負荷に変換する役割も果たしていました。1941年には、エルベ計画として知られる60MW、±200kV、115km (71マイル)の埋設ケーブルリンクがベルリン市向けに水銀アーク弁を使用して設計されましたが、 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ませんでした。^[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目標として目立たないということだった。この設備はソ連に移送され、モスクワ・カシラHVDCシステムとして運用された。^[15]モスクワ・カシラシステムと、1954年にASEAのウノ・ラムのグループがスウェーデン本土とゴットランド島を接続したことは、HVDC送電の近代時代の幕開けとなった。^[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は一般的であり、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されました。 ^[16]それ以来、すべての水銀アークシステムはシャットダウンされるか、ソリッドステートデバイスを使用するように変換されました。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島間HVDCリンクであり、2つの極のうちの1つで水銀アークバルブを使用していました。水銀アークバルブは、交換用のサイリスタコンバータの稼働開始に先立ち、2012年8月1日に廃止されました。

HVDC用サイリスタバルブの開発は1960年代後半に始まりました。サイリスタをベースにした最初の完全なHVDCシステムは、カナダのイールリバーシステムであり、ゼネラルエレクトリック社によって建設され、1972年に稼働しました。^[17]

1977 年以降、新しい HVDC システムでは、ほとんどの場合、サイリスタなどのソリッド ステート デバイス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 アプリケーションでオン/オフを切り替えるために外部 AC 回路に接続する必要があります。サイリスタを使用する HVDC は、ライン整流コンバータ(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）間の1920 MWサイリスタ直流接続が通電された。変換装置は1974年にAllgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG（AEG）によって構築され、Brown, Boveri & Cie（BBC）とSiemensがプロジェクトのパートナーであった。モザンビークの内戦により、数年間のサービス中断があった。^[18] 送電電圧±533 kVは当時世界最高であった。^[6]

ライン整流コンバータは、HVDC システムで使用する場合、いくつかの制限があります。これは、ターンオフに影響を与えるために逆電圧の期間が必要であることに起因します。これらの制限に対処するための試みが、コンデンサ整流コンバータ (CCC) です。CCC では、AC ライン接続に直列コンデンサが挿入されています。CCC は、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) の出現により、ニッチな用途に留まっています。

1980 年代からモーター駆動に広く使用されてきた電圧源コンバーター (VSC) は、1997 年にスウェーデンの実験的なHellsjön-Grängesbergプロジェクトで HVDC に登場し始めました。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ようになりました。

より高定格の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）、および統合ゲート整流サイリスタ（IGCT）の開発により、HVDCシステムはより経済的で信頼性が高くなりました。これは、最新のIGBTが短絡故障モードを組み込んでいるためです。このモードでは、IGBTが故障すると機械的に短絡します。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のに十分な冗長性を備えて設計されています。メーカーのABBグループはこのコンセプトをHVDC Lightと呼び、シーメンスは同様のコンセプトをHVDC PLUS（Power Link Universal System）と呼び、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。彼らは、HVDCの使用を数十メガワットの小さなブロックや数十キロメートルの短い架空線にまで拡張しました。 VSC 技術にはいくつかの異なるバリエーションがあります。2012 年までに構築されたほとんどの設備では、実質的に超高電圧モーター ドライブである回路でパルス幅変調が使用されています。HVDC PLUS や HVDC MaxSine などの最近の設備は、モジュラー マルチレベル コンバーター(MMC)と呼ばれるコンバーターのバリエーションに基づいています。

マルチレベルコンバータには、高調波フィルタリング装置を削減または完全に排除できるという利点があります。比較すると、一般的な外線整流型コンバータステーションの AC 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カバーします。

時間が経つにつれて、電圧源コンバータシステムは、おそらく、最高レベルの直流電力伝送アプリケーションを含む、設置されているすべての単純なサイリスタベースのシステムに取って代わるでしょう。^{[5] [ページが必要]}

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 送電方式よりも全体的な投資コストが低く、損失も少なくなります。ターミナルステーションの 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 では、3 相をサポートする必要がなく、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よって異なりますが、HVDC送電損失は1,000 km（620マイル）あたり3.5％と見積もられており、同じ電圧のAC（6.7％）ラインよりも約50％少なくなります。^[19]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。言い換えると、長距離にわたってAC電力を伝送すると、必然的に電圧と電流の位相シフトが発生します。この位相シフトにより、有効電力=電流*電圧（*はベクトル積を示します）が減少します。DC電力には位相がないため、 DCの場合は位相シフトが発生しません。

HVDC 送電は、他の技術的利点のためにも選択できます。HVDC は、別々の AC ネットワーク間で電力を転送できます。別々の AC システム間の HVDC 電力フローは、過渡状態時にいずれ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、1 つのネットワークで大規模な電力システムが崩壊しても、 2 番目のネットワークでも崩壊するリスクはありません。制御性機能は、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は次のとおりです。

• 海底ケーブル伝送方式（例：720km（450マイル）のNorth Sea Link 、ノルウェーとオランダ間の580km（360マイル）のNorNedケーブル、^{[20]イタリアの}サルデーニャ島と本土間の420km（260マイル）のSAPEIケーブル、 ^[21]オーストラリア本土とタスマニア間の290km（180マイル）のBasslink 、スウェーデンとドイツ間の250km（160マイル）のBaltic Cable ^[22]）。
• 中間タップなしでエンドポイントからエンドポイントまでの長距離大量電力伝送。通常は遠隔地の発電所をメイングリッドに接続します (例:カナダのネルソン川 DC 送電システム)。
• 追加の電線を設置するのが困難または費用がかかる状況で、既存の送電線の容量を増やすこと。
• 非同期の AC ネットワーク間の電力伝送と安定化。極端な例としては、異なる周波数の AC を使用する国間で電力を転送する機能があります。
• 予想される短絡電流を増加させることなく、主に AC 電力網を安定化します。
• 風力などの再生可能資源を主送電網に統合する。陸上風力統合プロジェクト用のHVDC架空線と洋上プロジェクト用のHVDCケーブルは、技術的および経済的理由の両方から北米とヨーロッパで提案されている。複数のVSCを備えたDCグリッドは、洋上風力エネルギーをプールし、それを遠く離れた陸上の負荷センターに送電するための技術的ソリューションの1つです。^[23]

長い海底または地下の高圧ケーブルは、ケーブル内の通電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い。形状は長い同軸コンデンサーである。総容量はケーブルの長さとともに増加する。この容量は負荷と並列回路になっている。ケーブル伝送に交流電流が使用される場合、このケーブル容量を充電するためにケーブルに追加の電流を流す必要がある。これを別の観点から見ると、このような容量によって電圧と電流の位相シフトが発生し、電圧と電流のベクトル積である伝送電力が減少する。ケーブル絶縁体の誘電損失によっても追加のエネルギー損失が発生する。十分に長い AC ケーブルの場合、充電電流を供給するために導体の全電流容量が必要になる。このケーブル容量の問題により、AC 電力ケーブルの長さと電力伝送能力が制限される。^[24]

ただし、直流電流を使用する場合、ケーブルの静電容量は、ケーブルが最初に通電されたとき、または電圧レベルが変化するときにのみ充電され、追加の電流は必要ありません。DC 電源ケーブルは、温度上昇とオームの法則によってのみ制限されます。いくらかの漏れ電流が誘電絶縁体を通って流れますが、この影響は AC システムにも存在し、ケーブルの定格電流と比較すると小さいです。

交流送電アプリケーションにおける長い地下ケーブルまたは海底ケーブルの容量効果は、交流架空送電線にも適用されますが、その程度ははるかに小さいです。それでも、長い交流架空送電線の場合、線路容量を充電するためだけに流れる電流がかなり大きくなる可能性があり、これにより、線路が遠隔端の負荷に有用な電流を運ぶ能力が低下します。交流線路の有用な電流搬送能力を低下させるもう 1 つの要因は、導体の断面積にわたって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 (または加熱効果) の場合、特定の導体は、AC よりも HVDC で動作しているときに負荷に多くの電力を運ぶことができます。^[25]

最後に、環境条件と HVDC で動作する架空送電線絶縁の性能に応じて、特定の送電線が、設計され絶縁されているピーク AC 電圧とほぼ同じ一定の HVDC 電圧で動作できる場合があります。AC システムで供給される電力は、 AC 電圧の二乗平均平方根(RMS) によって定義されますが、RMS はピーク電圧の約 71% にすぎません。したがって、HVDC ラインが、AC 同等ラインのピーク電圧と同じ HVDC 電圧で継続的に動作できる場合、特定の電流 (HVDC 電流が AC ラインの RMS 電流と同じ) では、HVDC で動作する場合の電力伝送能力は、AC で動作する場合の能力よりも約 40% 高くなります。

HVDC は非同期の AC 配電システム間での電力伝送を可能にするため、より広範な送電網の一部から別の部分への連鎖的な障害の伝播を防ぎ、システムの安定性を高めるのに役立ちます。負荷の変化によって AC ネットワークの一部が非同期になり分離する原因となるような変化は、DC リンクには影響しません。また、DC リンクを流れる電力は AC ネットワークを安定させる傾向があります。DC リンクを流れる電力の強さと方向は、DC リンクの両端にある AC 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。^[26]

HVDC の欠点は、変換、スイッチング、制御、可用性、およびメンテナンスにあります。

HVDCは、主に追加の変換装置が原因で、交流（AC）システムよりも信頼性が低く、可用性も低くなります。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は障害による予定外のものです。フォールトトレラント双極システムは、リンク容量の50％に対して高い可用性を提供しますが、全容量の可用性は約97％から98％です。^[27]

必要な変換所は高価であり、過負荷容量が限られている。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よりも大きくなる可能性がある。^[28]変換器のコストは、送電線建設コストと電力線損失の削減によって相殺されない可能性がある。

HVDC システムは AC システムよりも標準化されておらず、技術の変化が速いため、HVDC スキームを運用するには、多くの場合 1 つのシステム専用の多くのスペアパーツを保管する必要があります。

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（特に他端整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複雑です。多端子DCシステムで電力フローを制御するには、すべての端子間の良好な通信が必要です。電力フローは、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積極的に調整される必要があります。^[29]そのため、多端子システムはまれです。2012年現在、^{[アップデート]}稼働しているのは2つだけです。ラディソン、サンディポンド、ニコレット間のケベック-ニューイングランド送電線^[30]と、 1989年に改修されてコルシカ島にも電力を供給したサルデーニャ-イタリア本土リンクです。^[31]

HVDC回路遮断器はアークが発生するため構築が困難です。AC では電圧が反転し、その際に 1 秒間に数十回 0 ボルトを横切ります。AC アークは、電位差のない場所にアークは発生しないため、これらのゼロ交差点の 1 つで自動的に消滅します。DC は 0 ボルトを横切ることはなく、自動的に消滅することもないため、DC のアーク距離と継続時間は、同じ電圧の AC よりもはるかに長くなります。つまり、回路遮断器に電流を強制的にゼロにしてアークを消滅させる何らかのメカニズムを組み込む必要があります。そうしないと、アークと接点の摩耗が大きくなりすぎて、信頼性の高いスイッチングができなくなります。

2012年11月、ABBは初の超高速HVDC遮断器を発表しました。^{[32] [33]機械}式遮断器は、他の用途では長年使用されてきましたが、HVDCグリッドで使用するには遅すぎます^{。逆に、半導体}遮断器は十分に高速ですが、導通時に抵抗が高く、通常動作時にエネルギーを浪費し、熱を生成します。ABBブレーカーは、半導体ブレーカーと機械式ブレーカーを組み合わせて、通常動作時の遮断時間が速く、抵抗が低い ハイブリッドブレーカーを生み出します。

一般的に、 GE Vernova、Siemens、ABBなどの HVDC システムのベンダーは、特定のプロジェクトの価格詳細を指定しません。このようなコストは通常​​、サプライヤーとクライアント間の専有情報です。コストは、プロジェクトの詳細 (電力定格、回路長、架空ルートとケーブル ルート、土地コスト、サイトの地震学、いずれかのターミナルで必要な AC ネットワークの改善など) によって大きく異なります。DC に明らかな技術的利点がなく、経済的な理由のみで選択が行われる状況では、DC と AC の送電コストの詳細な分析が必要になる場合があります。

しかし、一部の専門家は次のような情報を提供しています。

イギリス海峡の下に敷設された 8 GW 40 km (25 マイル) のリンクの場合、2000 MW 500 kV 双極従来型 HVDC リンクのおおよその主要機器コストは次のとおりです (開通工事、陸上補強工事、承認、エンジニアリング、保険などを除く)。

• 変換所 約1億1,000万ポンド（約1億2,000万ユーロまたは1億7,370万ドル）
• 海底ケーブル + 設置 約 100 万ポンド/km (160 万ポンド/マイル) (約 120 万ユーロまたは約 160 万ドル/km、200 万ユーロまたは 250 万ドル/マイル)

したがって、イギリスとフランス の間に4つのリンクで8GWの容量を確保するには、設置工事のための7億5000万ポンドからほとんど残りません。追加の陸上工事の必要性に応じて、他の工事のためにさらに2億～3億ポンドを追加します。^{[34] [信頼できない情報源? ]}

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通るトンネルの費用も含まれている。^[35]

HVDC 変換所の中核となる、AC と DC 間の変換を実行する装置は、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、本質的に AC から DC (整流) および DC から AC (反転) に変換する機能を備えていますが、多くの HVDC システムでは、システム全体が一方向の電力フローにのみ最適化されています。コンバータ自体の設計に関係なく、(特定の時点で) AC から DC への電力フローで動作しているステーションは整流器と呼ばれ、DC から AC への電力フロー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 システムでは電気機械変換 (Thury システム) が使用されていましたが、1940 年代以降に構築されたすべての HVDC システムでは電子コンバータが使用されています。HVDC の電子コンバータは、主に次の 2 つのカテゴリに分けられます。

• 直結コンバータ
• 電圧源コンバータ

現在運用されている HVDC システムのほとんどは、他線整流コンバータ (LCC) に基づいています。

基本的な LCC 構成では、 6 パルス ブリッジと呼ばれる3 相ブリッジ整流器を使用します。この整流器には 6 つの電子スイッチが含まれており、各スイッチは 3 つの相の 1 つを 2 つの DC レールの 1 つに接続します。完全なスイッチング要素は、その構造に関係なく、通常、バルブと呼ばれます。ただし、位相が 60° ごとに変化するだけなので、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。

この配置の強化では、12 パルス ブリッジで 12 個のバルブを使用します。AC は、変換前に 2 つの別々の 3 相電源に分割されます。電源セットの 1 つはスター (Y) 二次側を持つように構成され、もう 1 つはデルタ二次側を持つように構成され、2 セットの 3 相間に 30° の位相差が確立されます。2 セットの 3 相のそれぞれを 2 つの DC レールに接続する 12 個のバルブにより、30° ごとに位相が変わり、高調波が大幅に減少します。このため、1970 年代以降に構築されたほとんどの外付けコンバータ HVDC システムでは、12 パルス システムが標準となっています。

他端整流型コンバータの場合、コンバータの自由度は点弧角のみで、これはバルブの両端の電圧が正になってから（バルブがダイオードで構成されている場合はこの時点で導通を開始します）サイリスタがオンになるまでの時間遅延を表します。コンバータの DC 出力電圧は、点弧角が増加するにつれて徐々に正の方向が小さくなります。点弧角が 90° までは整流に相当し、正の DC 電圧を生じますが、点弧角が 90° を超えると反転に相当し、負の DC 電圧を生じます。点弧角の実用的な上限は約 150～160° です。これを超えると、バルブのターンオフ時間が不十分になるためです。

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がかかる水銀アーク バルブが使用されていました。このため、多くの水銀アーク HVDC システムは、6 パルス ブリッジごとにバイパス スイッチギアを備えて構築され、HVDC スキームを短いメンテナンス期間に 6 パルス モードで動作させることができました。最後の水銀アーク システムは 2012 年に停止されました。^[要出典]

サイリスタバルブは、1972 年に HVDC システムで初めて使用されました。サイリスタはダイオードに似た固体半導体デバイスですが、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に使用される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 800 kV となり、使用されているサイリスタのブレークダウン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築されます。バルブ全体の電圧がサイリスタ間で均等に共有されるようにするには、グレーディングコンデンサや抵抗器などの追加の受動部品を各サイリスタに並列に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を合わせてサイリスタ レベルと呼びます。

各サイリスタ バルブには通常、数十から数百のサイリスタ レベルが含まれており、各レベルは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コマンド情報は、単純にワイヤ接続を使用して送信することはできず、絶縁する必要があります。絶縁方法は磁気的である場合もありますが、通常は光学的です。間接光トリガーと直接光トリガーの 2 つの光学的方法が使用されます。間接光トリガー方法では、低電圧制御電子機器が光ファイバーに沿って光パルスをハイサイド制御電子機器に送信し、ハイサイド制御電子機器は各サイリスタの電圧から電力を得ます。もう 1 つの直接光トリガー方法では、ハイサイド電子機器のほとんどが不要になり、^[c]代わりに制御電子機器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。

他励式コンバータでは、DC 電流は (通常) 方向を変えることができません。大きなインダクタンスを通って流れ、ほぼ一定であるとみなすことができます。AC 側では、コンバータはほぼ電流源として動作し、グリッド周波数と高調波電流の両方を AC ネットワークに注入します。このため、HVDC 用の他励式コンバータは、電流源インバータとしても考えられます。

サイリスタは制御アクション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いつオンにするかという 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限となります。

絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（IGBT）などの他のタイプの半導体デバイスでは、ターンオンとターンオフの両方を制御できるため、第2の自由度が得られます。その結果、それらを使用して自己整流コンバータを作成できます。このようなコンバータでは、 DC電圧の電気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、一定であると見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。追加の制御性には多くの利点があり、特に、高調波性能を向上させるためにサイクルごとにIGBTのオン/オフを何度も切り替えることができます。自己整流であるため、コンバータは動作のためにACシステムの同期機に依存しなくなりました。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できますが、これはLCC HVDCでは不可能です。

電圧源コンバータに基づく HVDC システムでは通常、6 パルス接続が使用されます。これは、コンバータが同等の LCC よりも高調波歪みをはるかに少なく生成し、12 パルス接続が不要であるためです。

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いました。これは、サイリスタが逆並列ダイオードを備えた IGBT に置き換えられ、DC 平滑リアクトルが DC 平滑コンデンサに置き換えられた 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の名前は、各相の AC 出力における個別の 2 つの電圧レベルに由来しており、これは正と負の DC 端子の電位に対応します。パルス幅変調(PWM) は通常、コンバータの高調波歪みを改善するために使用されます。

一部の HVDC システムは3 レベル コンバータを使用して構築されていますが、今日ではほとんどの新しい VSC HVDC システムは、何らかの形式のマルチレベル コンバータを使用して構築されています 。最も一般的なのはモジュラー マルチレベル コンバータ(MMC) で、各バルブは多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ストレージ コンデンサが含まれています。各サブモジュールの IGBT はコンデンサをバイパスするか、回路に接続して、バルブが高調波歪みの非常に低いレベルのステップ電圧を合成できるようにします。

各コンバータの AC 側では、変圧器バンク (多くの場合、物理的に分離された 3 つの単相変圧器) がステーションを AC 電源から分離し、ローカル アースを提供して、正しい最終的な DC 電圧を確保します。これらの変圧器の出力は、コンバータに接続されます。

LCC HVDC 方式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と、二次巻線絶縁に永久 DC 電圧がかかることから、非常に特殊であり、タンク内の絶縁構造の設計に影響します (バルブ側にはより強固な絶縁が必要です)。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変圧器は、通常、LCC HVDC システム用のものよりも設計が単純で従来型です。

他励式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。AC システムからコンバータに流入する AC 電流は AC 電圧より遅れるため、有効電力の方向に関係なく、コンバータは常に無効電力を吸収し、シャント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、理想的な条件下では少なくとも 0.5 Mvar/MW ですが、コンバータが通常よりも高い点火角度または消弧角度で動作している場合、または DC 電圧が低下している場合は、これよりも高くなることがあります。

発電所に直接接続されたHVDC コンバータ ステーションでは、無効電力の一部は発電機自体によって提供される場合もありますが、ほとんどの場合、コンバータによって消費される無効電力は、コンバータの AC 端子に接続されたシャントコンデンサバンクによって提供される必要があります。シャント コンデンサは通常、グリッド電圧に直接接続されますが、コンバータ トランスの 3 次巻線を介してより低い電圧に接続される場合もあります。

消費される無効電力は伝送される有効電力に依存するため、低い伝送電力で過剰な無効電力が生成されないようにするために、シャント コンデンサは通常、切り替え可能なバンク (通常はコンバータごとに 4 つ) に分割する必要があります。

シャント コンデンサにはほとんどの場合、チューニング リアクタが装備されており、必要に応じてダンピング抵抗器も装備されているため、高調波フィルタとしての二重の役割を果たすことができます。

一方、VSC は、要求に応じて無効電力を生成または消費できるため、通常は別個のシャント コンデンサは必要ありません (純粋にフィルタリングに必要なものを除く)。

すべての電力電子コンバータは、接続されている AC および DC システムにある程度の高調波歪みを生成し、HVDC コンバータも例外ではありません。

最近開発されたモジュラー マルチレベル コンバータ (MMC) では、高調波歪みのレベルは実質的に無視できるほどですが、ライン整流コンバータやより単純なタイプの VSC 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。その結果、このようなコンバータの AC 端子には高調波フィルターがほぼ常に必要となり、架空線を使用する HVDC 送電方式では DC 側にも高調波フィルターが必要になる場合があります。

ライン整流型 HVDC コンバータの基本的な構成要素は、6 パルス ブリッジです。この構成は、AC システムに 6n±1 次高調波電流を注入し、DC 電圧に重畳された 6n 次高調波電圧を生成する電流源として動作することにより、非常に高いレベルの高調波歪みを生成します。

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には多大なコストがかかるため、12 パルス ブリッジと呼ばれる変種(6 パルス ブリッジ 2 つを直列に接続し、30° の位相差を持たせたもの) がほぼ常に使用されます。12 パルス構成でも高調波は発生しますが、AC 側では 12n±1 次、DC 側では 12n 次のみです。このような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 用のライン整流コンバータには通常、AC 側で 11 次と 13 次高調波、DC 側で 12 次高調波を処理するように設計された高調波フィルタの組み合わせが備えられています。場合によっては、AC 側で 23 次、25 次、35 次、37 次...、DC 側で 24 次、36 次... を処理するためにハイパス フィルタが備えられていることもあります。場合によっては、AC フィルタで、3 次や 5 次高調波などの 低次の非特性高調波を減衰させる必要があることもあります。

HVDCコンバータステーション用のAC高調波フィルタの設計作業は複雑で計算量が多い。コンバータがACシステムに許容できないレベルの電圧歪みを生成しないことを保証することに加えて、高調波フィルタがAC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ある。ACフィルタを設計するには、広範囲の周波数におけるACシステムの高調波インピーダンスに関する詳細な知識が必要である。 ^[36]

DCフィルタは、架空線を含むHVDC送電システムにのみ必要です。消費者はシステムのDC端子に直接接続しないため、電圧の歪み自体は問題ではありません。そのため、DCフィルタの主な設計基準は、DCラインに流れる高調波電流が近くのオープンワイヤ電話回線に干渉を引き起こさないようにすることです。^{[37]干渉の影響を受けにくいデジタルモバイル}通信システムの台頭により、HVDCシステムに対するDCフィルタの重要性は低下しています。

電圧源コンバーターの種類によっては、生成される高調波歪みのレベルが非常に低いため、フィルターがまったく必要ない場合もあります。ただし、パルス幅変調(PWM) で使用される2 レベルコンバーターなどのコンバーターの種類では、ライン整流コンバーター システムほどではありませんが、ある程度のフィルター処理が必要です。

このようなコンバータでは、高調波スペクトルは一般に、ライン整流コンバータよりも高い周波数にシフトされます。これにより、通常、フィルタ装置を小型化できます。支配的な高調波周波数は、 PWM 周波数のサイドバンドとその倍数です。HVDC アプリケーションでは、PWM 周波数は通常 1 ～ 2 kHz 程度です。

モノポール構成では、整流器の端子の 1 つがアースに接続されます。アースに対して高電圧になっているもう 1 つの端子は、伝送線路に接続されます。アースされた端子は、2 番目の導体を使用して、インバータ ステーションの対応する接続​​に接続できます。

金属製の帰路導体が設置されていない場合、電流は 2 つの電極間の地面 (または水) に流れます。この配置は、単線式帰路システムの一種です。

電極は通常、ステーション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ステーションに接続されます。電極自体の設計は、電極が陸上、海岸、または海上にあるかどうかによって異なります。アースリターン付きの単極構成の場合、アース電流は一方向であるため、電極の1つ（カソード）の設計は比較的簡単ですが、アノード電極 の設計は非常に複雑です。

長距離伝送の場合、アースリターンは専用の中性導体を使用する代替手段よりも大幅に安価ですが、次のような問題が発生する可能性があります。

• パイプラインなどの長く埋設された金属物の電気化学的腐食
• 海水中の水中アースリターン電極は塩素を生成したり、水質に影響を及ぼす可能性がある。
• 電流経路のバランスが崩れると、正味の磁場が発生し、海底ケーブルを通過する船舶の磁気航行 コンパスに影響を及ぼす可能性があります。

これらの影響は、単極送電線の両端の間に金属製の帰線導体を設置することで排除できます。コンバータの一方の端子はアースに接続されているため、帰線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。金属製の帰線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行われます。^[38]

現代の純粋な架空送電線用の単極システムは、典型的には1.5GWの電力を運ぶ。^[39]地下ケーブルや海底ケーブルが使用される場合、典型的な値は600MWである。

ほとんどの単極システムは、将来の双極拡張を考慮して設計されています。送電線塔は、最初は単極送電システムに 1 本しか使用されていない場合でも、2 本の導体を運ぶように設計される場合があります。2 本目の導体は未使用か、電極線として使用されるか、または他の導体と並列に接続されます (バルチック ケーブルの場合など)。

代替案としては、DC 電圧の約半分で動作する 2 本の高電圧導体を使用し、各端にコンバータを 1 つだけ配置する方法があります。対称モノポールと呼ばれるこの配置では、コンバータは高インピーダンスを介してのみ接地され、接地電流はありません。対称モノポール配置は、ライン整流コンバータでは一般的ではありませんが ( NorNedインターコネクタはまれな例です)、ケーブルが使用される電圧源コンバータでは非常に一般的です。

バイポーラ伝送では、接地に対して高電位で、極性が反対の 1 対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、伝送ラインのコストは戻り導体付きのモノポールよりも高くなります。ただし、バイポーラ伝送には魅力的なオプションとなる利点がいくつかあります。

• 通常の負荷では、金属アースリターンを備えた単極伝送の場合と同様に、アース電流はごくわずかしか流れません。これにより、アースリターン損失と環境への影響が軽減されます。
• ラインに障害が発生した場合、ラインの両端にアースリターン電極が設置されていれば、モノポーラモードで動作し、アースをリターンパスとして使用して定格電力の約半分を流し続けることができます。
• 与えられた総電力定格に対して、双極線路の各導体は単極線の半分の電流しか流さないため、同じ定格の単極線路と比較して、2 番目の導体のコストが削減されます。
• 非常に不利な地形の場合、2 番目の導体を独立した一連の送電塔に載せて、1 本の線が損傷した場合でも、ある程度の電力を送電し続けることができます。

バイポーラ システムは、金属製のアース リターン導体を使用して設置することもできます。

中国の寧東–山東プロジェクトのように、双極システムは、1極あたり1つのコンバータで±660kVの電圧で最大4GWを運ぶことができます。12パルスコンバータあたりの定格電力は2,000MWで、このプロジェクトのコンバータは（2010年時点で）これまでに建設された中で最も強力なHVDCコンバータでした。^{[40]中国の±800kV}湘家壩–上海プロジェクト で使用されているように、各極で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、さらに高い電力を実現できます。このプロジェクトでは、各極に400kV DCおよび1,600MWの定格の12パルスコンバータブリッジを2つ使用しています。

当初はモノポールとして運用された海底ケーブル設備は、追加のケーブルでアップグレードされ、バイポールとして運用されることがあります。

双極方式を実装すると、片方または両方の極の極性を変更できます。これにより、2 つの並列モノポールとして動作できます。1 つの導体が故障しても、容量は低下しますが、送電は継続できます。接地電極と線がこのモードでの追加電流に対応できるように設計されていない場合は、損失が増加する可能性があります。この場合の損失を減らすために、中間スイッチング ステーションを設置し、そこで線路セグメントをオフにしたり並列化したりできます。これは、Inga-Shaba HVDCで行われました。

バックツーバックステーション（略してB2B）は、両方のコンバータが同じエリア（通常は同じ建物内）にあるプラントです。直流ラインの長さは可能な限り短く保たれます。HVDCバックツーバックステーションは、

• 異なる周波数の電力網の結合（日本と南米、および2009年に完成したサウジアラビア（60 Hz）とその他のGCC諸国（50 Hz）間のGCC相互接続など）
• 同じ公称周波数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（1995/96年までのエッツェンリヒト、デュルンローア、ウィーン、およびヴィボルグHVDCスキームのように）。
• 異なる周波数と相数（例えば、牽引電流変換器プラントの代替として）

HVDC バックツーバックステーションでは、導体の長さが短いため、中間回路の DC 電圧を自由に選択できます。DC 電圧は通常、バルブホールを小さくし、各バルブに直列に接続されるサイリスタの数を減らすために、可能な限り低く選択されます。このため、HVDC バックツーバックステーションでは、利用可能な最高の電流定格 (場合によっては最大 4,500 A) 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、架空電力線または海底ケーブルで接続された 2 つの変換ステーションから構成されます。

2点以上を接続する多端子HVDCリンクはまれである。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）にすることができる。並列構成は大容量のステーションに使用され、直列は低容量のステーションに使用される傾向がある。一例として、1992年に開設された2,000MWのケベック-ニューイングランド送電システムは、現在世界最大の多端子HVDCシステムである。^[41]

多端子システムは、他励式コンバータでは実現が困難です。なぜなら、電力の反転は、DC 電圧の極性を反転することによって行われ、システムに接続されたすべてのコンバータに影響するからです。電圧源コンバータでは、代わりに電流の方向を反転することによって電力の反転が達成されるため、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。このため、多端子システムは、近い将来、さらに一般的になると思われます。

中国は、環境目標に取り組みながら、増加する電力需要に対応するために送電網を拡大している。中国南方電力網は、2011年に3端子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、±160kV/200MW-100MW-50MWの設計定格を持ち、南澳島で発電された風力発電を、HVDC陸上ケーブル、海上ケーブル、架空線の組み合わせ32km（20マイル）を通じて広東省本土の送電網に供給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。^[42]

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年から2017年に稼働する予定である。定格出力は6,000MWで、東部のビスワナート・チャリアリとアリプルドゥアールの2つの変換所からアグラの変換所まで、距離1,728km（1,074マイル）の±800kV双極線路で電力を送電する。^[43]

クロス・スカゲラクは1993 年以来 3 極で構成されており、そのうち 2 極は並列に切り替えられ、3 極目はより高い送電電圧で反対極性を使用しました。この構成は 2014 年に終了し、1 極目と 2 極目は再び双極で動作するように再構築され、3 極目 (LCC) は新しい 4 極目 (VSC) と双極で動作します。これは、LCC 極と VSC 極が双極で連携する最初の HVDC 送電です。

同様の構成は、 1992 年の容量アップグレード後のニュージーランドのHVDC インターアイランドで、2 つの元のコンバータ (水銀アーク バルブを使用) が並列に切り替えられて同じ極に給電され、反対極性でより高い動作電圧の新しい 3 つ目のコンバータ (サイリスタ) 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^[44]は、既存の交流送電線をHVDCに変換することを目的としています。3本の回路導体のうち2本は双極として動作します。3本目の導体は並列単極として使用され、逆転バルブ（または逆極性に接続された並列バルブ）が装備されています。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最大限に活用できます。負荷需要が低い場合でも、氷を除去するために高電流を線路導体に流すことができます。2012年現在^{[アップデート]}、三極変換は行われていませんが、インドの送電線は双極HVDC（ HVDC Sileru-Barsoor ）に変換されています。

コロナ放電は、強い電界の存在によって流体（空気など）内にイオンが生成される現象です。電子が中性空気から引き離され、正イオンまたは電子が導体に引き寄せられ、荷電粒子が漂います。この現象により、かなりの電力損失が発生し、可聴および無線周波数干渉が生じ、窒素酸化物やオゾンなどの有毒化合物が生成され、アーク放電が発生します。

AC 送電線と DC 送電線はどちらもコロナを発生する可能性があり、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により、HVDC システムでは、同じ量の電力を運ぶ高電圧 AC システムの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、オゾン生成に環境上の影響を与える可能性があります。負のコロナは正のコロナよりもかなり多くのオゾンを生成し、電力線の風下でさらにオゾンを生成するため、健康に影響を与える可能性があります。正電圧を使用すると、単極 HVDC 電力線のオゾンへの影響が軽減されます。

HVDC 整流器とインバータを介した電流の制御可能性、非同期ネットワークの接続への応用、効率的な海底ケーブルへの応用により、HVDC 相互接続装置は、国境または地域の境界で電力交換によく使用されます (北米では、HVDC 接続により、カナダと米国の大部分が国境を越えたいくつか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、非同期 AC グリッドを相互に接続することです)。洋上風力発電所にも海底ケーブルが必要であり、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 つの場所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。この種のスキームが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相互接続についても、HVDC の回線コストの削減により適用可能になります。HVDCプロジェクトの一覧を参照してください。その他の用途については、この記事全体にわたって説明しています。

AC送電線は、回線の両端間の許容位相差に制限がある同じ周波数の同期ACネットワークのみを相互接続できます。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採用されています。英国、北欧、大陸欧州の電力網は、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50 Hzと60 Hzのネットワークがあります。北米大陸は全域で60 Hzで稼働していますが、東部、西部、テキサス、ケベック、アラスカの非同期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60 Hzと50 Hzで稼働しています。しかし、HVDCシステムでは非同期ACネットワークの相互接続が可能になり、AC電圧と無効電力フローの制御も可能になります。

長い交流送電線に接続された発電機は不安定になり、遠くの交流電力システムとの同期が取れなくなる可能性があります。HVDC送電リンクにより、遠隔地の発電所を経済的に利用できるようになります。沖合にある風力発電所では、HVDCシステムを使用して、複数の非同期発電機から電力を集め、海底ケーブルで陸上に送電する場合があります。^[45]

ただし、一般的に、HVDC 電力線は、電力配電網の 2 つの AC 領域を相互接続します。AC 電力と DC 電力を変換する機械は、電力伝送にかなりのコストを追加します。AC から DC への変換は整流と呼ばれ、DC から AC への変換は反転と呼ばれます。損益分岐点となる一定の距離 (海底ケーブルの場合は約 50 km、31 マイル、架空ケーブルの場合はおそらく 600～800 km、370～500 マイル) を超えると、HVDC 電気導体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と方向を制御することによって、電力網を効果的に管理する機会も提供します。したがって、HVDC リンクの存在によるもう 1 つの利点は、送電網の安定性が向上する可能性があることです。

多くの研究で、HVDC に基づく非常に広域のスーパーグリッドの潜在的な利点が強調されています。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、間欠性の影響を緩和できるためです。 ^{[46] Czisch の研究では、ヨーロッパの周辺をカバーするグリッドは、現在の価格に近い価格で 100% 再生可能電力 (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[47]}と、多数の国境を越えたエネルギー伝送に伴う政治的リスクについては議論がありました。 ^[48]

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年にアメリカ風力エネルギー協会と太陽エネルギー産業協会によって発表された白書で提唱されている。 ^[49]クリーンラインエナジーパートナーズは、米国で長距離電力送電用のHVDCラインを4本開発している。^[50]

2009年1月、欧州委員会は、ヨーロッパ全土の洋上風力発電所や国境を越えた相互接続への接続を支援する12億ユーロのより広範なパッケージの一環として、アイルランド、イギリス、オランダ、ドイツ、デンマーク、スウェーデン間のHVDC接続の開発に3億ユーロの補助金を出すことを提案した。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大量の集光型太陽光発電をヨーロッパに輸入する地中海ソーラープランを採用している。 ^[51] 日本・台湾・フィリピンHVDC相互接続は2020年に提案された。この相互接続の目的は、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電力取引を促進することである。^[52]

UHVDC (超高圧直流) は、高電圧直流送電技術の最新技術として発展しつつあります。UHVDC は、800 kV を超える直流電圧送電として定義されます (HVDC は通常 100 ～ 800 kV です)。

現在のUHVDCスーパーグリッドの問題の1つは、低電圧での交流送電や直流送電よりは少ないものの、距離が長くなるにつれて電力損失が発生することです。800kVラインの典型的な損失は、800km（500マイル）で2.6％です。^[53]このようなラインの送電電圧を上げると電力損失は減りますが、最近までセグメントをブリッジするために必要な相互接続装置は法外に高価でした。しかし、製造技術の進歩により、UHVDCラインの構築はますます実現可能になりつつあります。

2010年、ABBグループは中国で世界初の800kV UHVDCを建設しました。1100kV、長さ3,400km（2,100マイル）、容量12GWのZhundong-Wannan UHVDCラインは2018年に完成しました。2020年現在、中国では少なくとも13本のUHVDC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、ライガルとプガルール間の1,830 km (1,140 mi)、800 kV、6 GWの送電線が2019年に完成する予定である。^[54]ブラジルでは、ベロモンテダムからの電力を送電するために、2,076 km (1,290 mi) のシングー-エストレイト送電線が800 kV、4 GWで2017年に完成し、 2,543 km (1,580 mi) のシングー-リオ送電線が800 kV、4 GWで2019年に完成した。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1,100kVの送電線が完成し、距離は3,300km（2,100マイル）で、電力容量は12GWである。^{[55] [56]この規模により、大陸間の接続が可能になり、}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る。^[57]

• 世界最大のスーパーグリッドを建設するという中国の野心的な計画、IEEE Spectrum (2019)
• https://web.archive.org/web/ished国際大規模電気システム評議会(CIGRÉ)
• HVDCシステムに関する世界銀行の説明文書
• シーメンスによるUHVDCの課題の説明 2013-01-14にWayback Machineでアーカイブ
• Windpowerengineering.com の記事「レポート: HVDC コンバータの世界市場は 2020 年までに 896 億ドルに達する」、著者: Paul Dvorak、2013 年 9 月 18 日
• 「フレキシブルLCC HVDC」による整流障害の解消について解説
• 「フレキシブルLCC HVDC」による無効電力・電圧制御について解説