Ряды напряжений высоковольтных сетей в мире. Самые высокие опоры лэп в мире

6 октября в Калининградской области представили самые высокие стилизованные линии электропередач в России. Аналогов конструкции, выполненной в виде якорей, в стране нет. Объект высотой 112 метров установлен в месте активного судоходства, на берегах реки Преголи.

Опоры - это часть линии электропередачи, которая строится для технологического присоединения Прегольской ТЭС (440 МВт) с существующей подстанцией 330 киловольт «Северная». Работы выполняются в рамках программы развития и реконструкции электросетевого комплекса до 2020 года.

Опоры по индивидуальному проекту изготовил «Опытный завод «Гидромонтаж», монтажом занималась компания «Сетьстрой».

Одним из первых судов, которое прошло под линиями электропередачи между опорами, стал один из крупнейших парусных судов - четырехмачтовый барк «Крузенштерн», высота мачт которого составляет около 55 метров.

«Мы заявились в Книгу рекордов России, потому что это самые высокие стилизованные на территории РФ высоковольтные опоры. Это не просто металлосооружения, это действующая линия электропередачи 330 киловольт. Не сама цель была построить якорь, это следствие нашей работы по надежному и безопасному энергоснабжению потребителей области», - сказал на презентации председатель совета директоров «Янтарьэнерго» (входит в ПАО «Россети»)

Он добавил, что заявка уже отправлена и в Интеррекорд. После того, как в Калининград приедут эмиссары, произведут замеры, новый уникальный инженерный проект - стилизованные опоры в виде якоря - сможет претендовать на мировой рекорд.

Высота опоры сопоставима с высотой 36-этажного дома или длиной футбольного поля и составляет 112 метров, каждая из двух опор состоит из пяти ярусов, ширина якорей более 16 метров. Вес опоры 450 тонн, она способна выдержать ветер силой до 36 метров в секунду. По всей высоте опор установлено сигнальное освещение, что делает их заметными в темное время суток для кораблей и самолетов. Надежность конструкции обеспечивают почти 270 свай, забитых на глубину 24 метра.

Расстояние между опорами над рекой Преголя, в месте активного судоходства, около 500 метров, высоту подвеса линий более 60 метров выбрали для того, чтобы обеспечить прохождение самых крупногабаритных судов, таких как парусники «Крузенштерн» и «Седов», чтобы команде барков, портом приписки которых является Калининград, не приходилось складывать мачты.

Проект разработан заводом «Гидромонтаж», единственным предприятием в России, которое специализируется на создании нетиповых ЛЭП. На этом же предприятии были изготовлены декоративные опоры ЛЭП в виде снежного барса и лыжников - символов Олимпиады-2014 в Сочи, а также первая стилизованная опора ЛЭП «Янтарьэнерго» в виде волка Забиваки, установленная в рамках подготовки к ЧМ-2018.

Как рассказали в «Янтарьэнерго», самые высокие в России опоры ЛЭП в виде якоря - часть масштабного проекта: для присоединения построенной, но еще не введенной полностью в эксплуатацию новой Прегольской ТЭС от подстанции Северная построена новая линия электропередачи протяженностью 65 километров. Энергетический мост из 254 опор позволит создать кольцо вокруг областного центра. Часть линий проходит над рекой Преголя, в местах активного судоходства, где и построены уникальные опоры.

На электростанциях вырабатывается электроэнергия. Доставить ее потребителю можно только с помощью проводов и кабелей. Для транспорта электроэнергии служат ЛЭП. Линия электропередачи – это расшифровка аббревиатуры ЛЭП. В энергетике существует разграничение понятий, что считать ЛЕП. На подстанциях высоковольтное оборудование тоже связывается проводами. Но это не ЛЭП. Так называются только дальние линии, отходящие с подстанции, начиная от линейного ввода.

Все линии делятся на воздушные и кабельные. Встречаются кабельно-воздушные (КВЛ). Одновременно по проводам идет передача высокочастотного сигнала для ВЧ-связи, работы защит, аппаратуры СДТУ, с помощью которой осуществляется диспетчерское управление электросетями.

Воздушные ЛЭП

Линии, состоящие из проводов, опор и вспомогательного оборудования, проходящие по воздуху над землей, – это воздушные линии электропередач. Они еще называются ВЛЭП или ВЛ. Участки ВЛ могут проходить по конструкциям мостов, путепроводов.

Основные элементы ВЛ:

1. Провода. Их изготавливают из меди, алюминия, бывают комбинированные варианты. Иногда их скручивают из нескольких жил. Провода различаются параметрами сечения;
2. Опоры. Существующие виды: металлические, железобетонные и деревянные. Последние два типа применяются для ВЛ 6-10 кВ. Металлические опоры делятся на анкерные и промежуточные. Анкерные –ставятся на участках, где сконцентрирована наибольшая механическая нагрузка (при переходах через водоемы, изменении направления) и через определенное расстояние. Промежуточные – применяют на прямых местах трассы;

1. Гирлянды изоляторов. Бывают стеклянные, фарфоровые. Служат для изоляции проводов от тела опоры. Провода из соседних пролетов соединяются шлейфами;
2. Заземляющий контур, грозотрос, разрядники служат для защиты от перенапряжений, возникающих в атмосфере;
3. Гасители вибрации. Используются в конструкции ВЛ высокого напряжения. Для увеличения эксплуатационного срока ЛЭП необходимо поглощать механические вибрации проводов.

Строить и эксплуатировать ВЛ должен специально обученный персонал на основе ПТЭ (правил технической эксплуатации), ПУЭ (правил устройства электроустановок) и ПОТ (правил по охране труда).

Род тока

Классификация ВЛ в зависимости от рода тока:

1. ЛЭП постоянного тока. Такие ЛЕП позволяют снизить потери при передаче электроэнергии из-за отсутствия реактивной мощности (емкостной и индуктивной составляющей). Поэтому их применение оправдано при транспортировке электроэнергии между системами на большие дистанции. Но ВЛ дороже в постройке из-за необходимости установки дополнительного оборудования (выпрямителей, инверторов). В развитых странах их широко используют, а в РФ построено всего несколько линий постоянного тока напряжением 400 кВ. Однако именно на постоянном токе работает часть российской контактной сети железнодорожного транспорта напряжением 3кВ;
2. ЛЭП переменного тока. Практически все ВЛ, образующие энергосистему РФ, работают на переменном токе.

Класс напряжения

Напряжение ВЛ переменного тока условно подразделяется на:

1. Ультравысокое – 750, 1150 кВ;
2. Сверхвысокое – 330, 400, 500 кВ;
3. Высокое – 110, 150, 220 кВ;
4. Среднее – 6, 10, 20, 35 кВ;
5. Низкое – до 1000 В;
6. Напряжение 27 кВ переменного тока используется для питания частично контактной сети железнодорожного транспорта.

В распределительных сетях такое деление не применяется.

Важно! К каждому классу напряжения применяются определенные правила устройства ВЛ, требования к конструктивному исполнению и безопасной эксплуатации.

Предназначение ЛЭП определяет их другую классификацию:

1. ВЛ 500 кВ и большего напряжения используются для соединения отдельных частей энергосистемы, разных энергосистем и являются сверхдальними;
2. В качестве магистральных ЛЕП служат линии 220, 330 кВ, связывающие крупные питающие центры. Они также могут быть межсистемными;
3. ВЛ 35, 110, 150 кВ связывают менее значимые питающие центры в границах территориальных районов электросетей, используются для межрайонных связей. Относятся к распределительным ВЛ;
4. ЛЭП до 6-10 кВ подводят напряжение к распределительным пунктам и далее по низковольтным линиям непосредственно к потребителям.

Установленный режим работы нейтралей

От заземления нейтралей зависит работа защит ВЛ, обеспечивающих отключение оборудования при коротких замыканиях. Всего существует три режима работы:

1. С изолированной нейтралью. Используются в сетях до 35 кВ. Средняя точка трансформаторов не соединяется с заземляющим устройством. Такие ВЛ не будут отключаться защитами при однофазных КЗ (обрыв и падение одного провода на землю). Для компенсации емкостных токов оставшихся фаз применяются дугогасящие реакторы;
2. С эффективно заземленной нейтралью. Режим практически реализуется частичным заземлением нейтрали (не на всех подстанциях сети) и гарантирует отключение однофазных и других видов КЗ на высоковольтных линиях электропередачи. Применяется для сетей 110 кВ;
3. С глухозаземленной нейтралью. Применяется во всех сетях до 1000 В, а также 220 кВ и выше.

Важно! В сетях с изолированной нейтралью провод ВЛ может находиться на земле под напряжением. Приближаться к любым лежащим проводам запрещается.

Состояние ЛЭП и электрооборудования

Характеристика ЛЭП по состоянию, в котором она находится:

1. В работе – когда ВЛ замкнута с обеих сторон выключателями, и по ней протекает ток нагрузки;
2. В резерве;
3. В ремонте;
4. В консервации.

Ремонты ВЛ могут быть аварийные, текущие, капитальные. Когда линию реконструируют, то заменяют полностью или частично провода в пролетах, грозотросы, сами опоры.

Охранная зона ЛЭП

Границы охранной зоны устанавливаются для каждого класса напряжения линии. Это необходимо для исключения каких-либо действий, угрожающих стабильной работе ЛЭП или способных ее повредить.

Пределы охранных зон для ВЛ (отсчитываются от вертикального профиля линии по обе стороны):

• до 1000 В – 2 м;
• 20 кВ – 10 м;
• 35 кВ – 15 м;
• 110 кВ – 20 м;
• 220 кВ – 25 м;
• 550 кВ – 30 м;
• 750 кВ – 40 м;
• 1150 кВ – 55 м.

В этих границах, кроме продолжительного пребывания людей, запрещается:

1. Высаживать деревья, кустарники, другие растения, в том числе разрабатывать огороды;
2. Устраивать импровизированные свалки;
3. Проводить земляные работы;
4. Затруднять подход, проезд к ВЛ путем возведения заборов и других построек.

Важно! Все строительные работы в охранной зоне ВЛ и в непосредственной близости от нее необходимо согласовывать с ответственными лицами предприятия, обслуживающего линию.

Кабельные линии

КЛ, что расшифровывается как кабельные линии, служат также для транспорта электроэнергии. Представляют собой силовые кабели, проложенные в земле, подземных и наземных сооружениях, под водой. Для их соединения используются муфты.

Кабельные линии электропередач имеют следующие преимущества:

• защищены от влияния погодного фактора (грозовых разрядов, сильных ветров);
• не боятся падений деревьев;
• имеют низкую опасность для людей и животных;
• занимают меньшую территорию.

По классу напряжения кабельные линии электропередач подразделяются так же, как и воздушные.

Виды изоляции кабелей

1. Резиновая. Изготавливается на основе натуральных и синтетических материалов. Такие кабели отличаются гибкостью, но имеют низкий эксплуатационный срок;
2. Полиэтиленовая. Применяется для КЛ, прокладываемых в агрессивных средах. Невулканизированный полиэтилен боится высоких температур;
3. ПВХ. Отличается низкой стоимостью и высокой эластичностью. Кабели с ПВХ широко используются для КЛ всех классов напряжения;
4. Бумажная. Для силовых кабелей требуется пропитка такой изоляции особенным составом. В настоящее время применяется редко;
5. Фторопластовая. Самая устойчивая к любым повреждениям;
6. Маслонаполненные кабели. Требуют аппаратуры для поддержания давления масла, обладают высокой пожароопасностью. Сейчас не производятся. Существующие КЛ демонтируются, заменяются кабелями с более современными и надежными видами изоляции.

Виды кабельных сооружений

Для прокладки КЛ используются различные виды сооружений , где кабели, каждый из которых снабжается идентификационной биркой, находятся в открытом доступе для обслуживания:

1. Каналы. Это короба, сооруженные из железобетонных плит, верхняя крышка которых снимается. Находятся они, как правило, на поверхности земли;
2. Тоннели, выстраиваемые под землей. Размеры их таковы, что там свободно может передвигаться человек. Кабели уложены по боковым стенкам;
3. Кабельный этаж возводят на подстанциях. Представляет собой помещение, часто полуподвального типа, по периметру которого проложены кабели;
4. Эстакада. Сооружение открытого типа, находящееся непосредственно на земле, фундаменте или опорах, по дну которого проходят кабели с муфтами;
5. Галерея. То же, что и эстакада, только закрытая полностью или с нескольких сторон;
6. Двойной пол. Пространство под полом, закрытое плитами, которые можно снимать для проведения работ. Используется для низковольтных кабелей, в основном, в помещениях релейных залов подстанций;
7. Кабельный блок. Подземные трубы или каналы, где размещаются кабели, для прокладки которых используются камеры с входом через надземный люк. Такая камера называется кабельным колодцем.

Многообразие применяемых ЛЭП позволяет передавать электроэнергию на любые расстояния и по природным ландшафтам разнообразной сложности. При проектировании каждой линии учитывается ее назначение, протекающие токи нагрузки, стоимость оборудования для строительства и эксплуатации.

Видео

Представлявший тогдашнее видение о переводе Европы на рельсы возобновляемой энергетики. Основой “зеленой энергетики” ЕС должны были стать тепловые электростанции с концентрацией солнечной энергии, расположенные в пустыне Сахара, способные запасать энергию как минимум на вечерний пик потребления, когда обычная фотовольтаика уже не работает. Особенностью проекта должны были стать мощнейшие линии электропередач (ЛЭП) на десятки гигаватт, с дальностью от 2 до 5 тысяч км.

СЭС подобного рода должны были стать основной европейской возобновляемой энергетики.

Проект просуществовал около 10 лет, и затем был заброшен концернами-основателями, так как действительность Европейской зеленой энергетики оказалась совершенно другой и более прозаичной - китайская фотовольтаика и наземная ветрогенерация, размещаемая в самой Европе, а идея тянуть энергетические магистрали через Ливию и Сирию - слишком оптимистичной.

Планировавшиеся в рамках desertec ЛЭП: три основные направления с мощностью по 3х10 гигаватт (на картинке одна из более слабых версий с 3х5) и несколько подводных кабелей.

Однако, мощные ЛЭП возникли в проекте desertec не случайно (забавно, кстати, что площадь земли под ЛЭП в проекте получалась больше площади земли под СЭС) - это одна из ключевых технологий, которая может позволить ВИЭ-генерации вырасти до подавляющей доли, и наоборот: при отсутствии технологии передачи энергии на большие расстояния ВИЭ, вполне возможно, обречены на не более чем на долю в 30-40% в энергетике Европы.

Взаимная синергия трансконтинентальных ЛЭП и ВИЭ довольно хорошо видна на моделях (например, в гигантской модели LUT , а также в модели Вячеслава Лактюшина): объединение многих районов ветровой генерации, удаленных на 1-2-3 тысячи километров друг от друга, разрушает взаимную корреляцию уровня выработки (опасную общими провалами) и выравнивает объем поступающей в систему энергии. Вопрос лишь в том, какой ценой и с какими потерями возможно передавать энергию на такие расстояния. Ответ зависит от разных технологий, которых на сегодня по сути три: передача переменным током, постоянным и по сверхпроводящему проводу. Хотя такое деление немножко неправильно (сверхпроводник может быть с переменным и постоянным током), но с системной точки зрения правомерно.

Впрочем, техника для передачи высоковольтного напряжения, на мой взгляд, является одной из самых фантастично выглядящих. На фото выпрямительная станция на 600 кВ.

Традиционная электроэнергетика с самого начала шла по пути объединения электрогенерации с помощью высоковольтных ЛЭП с переменным током, добравшись в 70х годах до 750-800-киловольтных ЛЭП, способных передавать 2-3 гигаватта мощности. Такие ЛЭП подошли к пределам возможностей классических сетей переменного тока: с одной стороны, по системным ограничениям, связанным со сложностью синхронизации сетей протяженностью во многие тысячи километров и желанием разделить их на энергорайоны, связанные относительно небольшими страхующими линиями, а с другой стороны, из-за нарастания реактивной мощности и потерь такой линии (связанной с тем, что растет индуктивность линии и емкостная связь на землю).

Не совсем типичная картина в энергетике России в момент написания статьи, но обычно перетоки между районами не превышают 1-2 ГВт.

Впрочем, облик энергосистем 70х-80х годов не требовал мощных и дальних линий электропередач - электростанцию чаще всего удобнее было пододвинуть к потребителям, и единственным исключением были тогдашние ВИЭ - гидрогенерация.

Гидроэлектростанции, а конкретно бразильский проект ГЭС Итайпу в середине 80х годах привели к появлению нового чемпиона по передаче электроэнергии много и далеко - ЛЭП постоянного тока. Мощность бразильского линка - 2х 3150 МВт при напряжении +-600 кВ на дальность 800 км, проект реализован фирмой ABB. Такие мощности еще на грани доступного ЛЭП переменного тока, однако бОльшие потери окупали проект с конвертацией в постоянный ток.

ГЭС Итайпу мощностью 14 ГВт - до сих пор вторая в мире по мощности ГЭС. Часть вырабатываемой энергии передается по HVDC линку в район Сан-Паоло и Рио де Жайнейро.

Сравнение ЛЭП переменного (AC) и постоянного (DC) тока. Сравнение немножко рекламное, т.к. при одинаковом токе (скажем 4000 А) ЛЭП переменного тока 800 кВ будем иметь мощность 5,5 ГВт против 6,4 ГВт у ЛЭП DC, правда с вдвое большими потерями. С одинаковыми потерями, действительно мощность будет отличатся в 2 раза.

Расчет потерь для разных вариантов ЛЭП, которые предполагалось использовать в проекте Desertec.

Разумеется, есть и минусы, и существенные. Во-первых, постоянный ток в энергосистеме переменного тока требует выпрямления с одной стороны и «закривления» (т.е. генерации синхронного синуса) с другой. Когда речь идет о многих гигаваттах и сотнях киловольт - это выполняется весьма нетривиальным (и очень красивым!) оборудованием, которое обходится в многие сотни миллионов долларов. Кроме того, до начала 2010х годов ЛЭП ПТ могли быть только вида «точка-точка», так как не существовало адекватных выключателей на такие напряжения и мощности постоянного тока, а значит, при наличии многих потребителей невозможно было отсечь одного из них с коротким замыканием - только погасить всю систему. А значит основное применение мощных ЛЭП ПТ - связь двух энергорайонов, где были нужны большие перетоки. Буквально только несколько лет назад ABB (один из трех лидеров в создании оборудования HVDC) сумели создать “гибридный” тиристорно-механический выключатель (схожий по идеям с коммутатором ИТЭР), который способен на такую работу, и сейчас строится первая высоковольтная ЛЭП ПТ “точка-мультиточка” North-East Angra в Индии.

Гибридный выключатель ABB недостаточно выразительный (и не очень засвечен), зато есть мегапафосное индусское видео по сборке механического выключателя на напряжение 1200 кВ - впечатляющая машина!

Тем не менее технология ПТ-энергетики развивалась и дешевела (во многом благодаря развитию силовых полупроводников), и к появлению гигаватт ВИЭ-генерации оказалась вполне готова для того, чтобы начать подсоединять удаленные мощные гидроэлектростанции и ветропарки к потребителям. Особенно много таких проектов реализовано в последние годы в Китае и Индии.

Однако мысль идет дальше. Во многих моделях возможности ПТ-ЛЭП по передаче энергии используются для выравнивания ВИЭ-переменчивости, которая является важнейшим фактором на пути внедрения 100% ВИЭ в больших энергосистемах. Более того, такой подход уже реализуется на деле: можно привести пример 1,4 гигаваттного линка Германия-Норвегия, призванного скомпенсировать переменчивость немецкой ветрогенерации норвежскими ГАЭС и ГЭС и 500 мегаваттного линка Австралия-Тасмания нужного для поддержания энергосистемы Тасмании (в основном работающей на ГЭС) в условиях засухи.

Большая заслуга в распространении HVDC принадлежит так же прогрессу в кабелях (так как зачастую HVDC - это морские проекты), которые за последние 15 лет повысили доступный класс напряжения с 400 до 620 кВ

Впрочем, дальнейшему распространению мешает как дороговизна самих ЛЭП подобного калибра (например, крупнейшая в мире ЛЭП ПТ Xinjiang - Anhui 10 ГВт на 3000 км обойдется китайцам приблизительно в 5 миллиардов долларов), так и неразвитость равноценных районов ВИЭ-генерации, т.е. отсутствие вокруг крупных потребителей (например, Европы или Китая) сопоставимых крупных потребителей на расстоянии до 3-5 тысяч км.

В том числе порядка 30% стоимости ЛЭП ПТ линий составляют вот такие конвертерные станции.

Однако что если появится технология ЛЭП одновременно и дешевле и с меньшими потерями (которые определяют максимальную разумную длину?). Например, ЛЭП со сверхпроводящим кабелем.

Пример реального сверхпроводящего кабеля для проекта AMPACITY. В центре формер с жидким азотом, на нем расположены 3 фазы сверхпроводящего провода из лент с высокотемпературным сверхпроводником, разделенные изоляцией, снаружи медный экран, еще один канал с жидким азотом, окруженный многослойной экранно-вакуумной теплоизоляции внутри вакуумной полости, и снаружи - защитная полимерная оболочка.

Разумеется, первые проекты сверхпроводящих ЛЭП и их экономические расчеты появились не сегодня и не вчера, а еще в начале 60-х годов сразу после открытия “промышленных” сверхпроводников на основе интерметаллидов ниобия. Однако для классических сетей без ВИЭ места таким СП ЛЭП не находилось - и с точки зрения разумной мощности и стоимости таких ЛЭП, и точки зрения объема разработок, нужных для внедрения их в практику.

Проект сверхпроводящей кабельной линии из 1966 года - 100 ГВт на 1000 км, с явной недооценкой стоимости криогенной части и преобразователей напряжения

Экономика сверхпроводящей линии определяется, по сути, двумя вещами: стоимостью сверхпроводящего кабеля и потерями энергии на охлаждение. Изначальная идея использования ниобиевых интерметаллидов споткнулась о дороговизну охлаждения жидким гелием: внутреннюю “холодную” электрическую сборку необходимо держать в вакууме (что не так сложно) и дополнительно окружить охлаждаемым жидким азотом экраном, иначе тепловой поток на температуре 4,2К превзойдет разумные мощности рефрижераторов. Такой “бутерброд” плюс наличие двух дорогостоящих систем охлаждения в свое время похоронили интерес к СП-ЛЭП.

Возврат к идее произошел с открытием высокотемпературных проводников и “среднетемпературного” диборида магния MgB2. Охлаждение на температуре 20 Кельвинов (К) для диборида или на 70 К (при этом 70 К - температура жидкого азота - широко освоена, и стоимость такого хладагента невысока) для ВТСП выглядит интересным. При этом первый сверхпроводник на сегодня принципиально более дешевый, чем изготавливаемые методами полупроводниковой промышленности ВТСП-ленты.

Три однофазных сверхпроводящих кабеля (и вводы в криогенную часть на заднем плане) проекта LIPA в США, каждый с током в 2400 А и напряжением 138 кВ, общей мощностью в 574 МВт.

Конкретные цифры на сегодня выглядят так: ВТСП имеет стоимость проводника в 300-400 долларов за кА*м (т.е. метр проводника, выдерживающего килоампер) для жидкого азота и 100-130 долларов для 20 К, диборид магния для температуры 20 К имеет стоимость 2-10 $ за кА*м (цена не устоялась, как и технология), ниобат титана - около 1 $ за кА*м, но уже для температуры в 4.2 К. Для сравнения, алюминиевые провода ЛЭП обходятся в ~5-7 долларов за кА*м, медные - в 20.

Реальные тепловые потери СП кабеля AMPACITY длинной 1 км и мощностью ~40 МВт. В пересчете на мощность криокуллера и циркуляционного насоса мощность, затрачиваемая на работу кабеля, - около 35 кВт, или меньше 0,1% передаваемой мощности.

Конечно, то, что СП кабель - это сложное вакуумированное изделие, которое можно прокладывать только под землей, добавляет дополнительных расходов, однако там, где земля под ЛЭП стоит значительных денег (например, в городах), СП ЛЭП уже начинают появляться, пускай пока и в виде пилотных проектов. В основном, это кабели из ВТСП (как наиболее освоенные), на низкие и средние напряжения (от 10 до 66 кВ), с токами от 3 до 20 кА. Такая схема минимизирует количество промежуточных элементов, связанных с повышением напряжения в магистраль (трансформаторов, выключателей и т.п.) Наиболее амбициозным и уже реализованным проектом силового кабеля является проект LIPA: три кабеля длиной 650 м, рассчитанные на передачу трехфазного тока мощностью 574 МВА, что сопоставимо с воздушной линией электропередачи на 330 кВ. Ввод в эксплуатацию самой мощной на сегодняшний день ВТСП кабельной линии состоялся 28 июня 2008 г.

Интересный проект AMPACITY реализован в Эссене, Германия. Кабель среднего напряжения (10 кВ c током 2300 А мощностью 40 МВА) со встроенным сверхпроводящим ограничителем тока (это активно развивающаяся интересная технология, позволяющая за счет потери сверхпроводимости «естественно» отключать кабель в случае перегрузок коротким замыканием) установлен внутри городской застройки. Запуск произведен в апреле 2014 г. Этот кабель станет прототипом для остальных проектов, запланированных в Германии по замене 110 кВ кабелей ЛЭП на сверхпроводящие 10 кВ кабели.

Установка кабеля AMPACITY сопоставима с протяжкой обычных высоковольтных кабелей.

Экспериментальных проектов с разными сверхпроводниками на разные значения тока и напряжения еще больше, в том числе несколько выполнено в нашей стране, например, испытания экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водородом. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ, созданной ВНИИКП интересен «гибридной схемой», где охлаждение водородом одновременно является перспективным методом транспортировки водорода в рамках идеи «водородной энергетики».

Однако вернемся к ВИЭ. Моделирование LUT было нацелено на создание 100% ВИЭ генерации в масштабах континентов, при этом стоимость электроэнергии должна была составить меньше 100 долларов за МВт*ч. Особенность модели - в получившихся перетоках в десятки гигаватт между европейскими странами. Такие мощности практически невозможно передать никак кроме СП ЛЭП постоянного тока.

Данные моделирования LUT для Великобритании требуют экспорта электроэнергии, доходящего до 70 ГВт, при наличии на сегодня линков острова в 3,5 ГВт и расширения этого значения до 10 ГВт в обозримой перспективе.

И подобные проекты существуют. Например Карло Руббиа, знакомый нам по реактору с ускорительным драйвером MYRRHA , продвигает проекты на базе чуть ли не единственного на сегодня в мире производителя стрэндов из диборида магния - по задумке криостат диаметром 40 см (впрочем, уже довольно сложный для транспортировке и укладки на суше диаметр) вмещает 2 кабеля с током 20 кА и напряжением +-250 кВ, т.е. общей мощностью 10 ГВт, причем в таком криостате можно разместить 4 проводника = 20 ГВт, уже близко к требуемому моделью LUT, причем в отличии от обычных высоковольтных линий постоянного тока, здесь есть еще большой запас по повышению мощности. Расходы мощности на рефрижерацию и прокачку водорода составят ~10 мегаватт на 100 км, или 300 МВт на 3000 км - где-то в три раза меньше, чем для самых передовых высоковольтных линий постоянного тока.

Предложение Руббия по 10-гигаваттной кабельной ЛЭП. Такой гигантский размер трубы для жидкого водорода нужен для того, что бы уменьшить гидравлическое сопротивление и иметь возможность ставить промежуточные криостанции не чаще 100 км. Есть проблема и с поддержанием вакуума на такой трубе (распределенный ионный вакуумный насос - не самое мудрое решение тут, ИМХО)

Если дальше увеличить размеры криостата до значений, характерных для газопроводов (1200 мм), и уложить внутрь 6-8 проводников на 20 кА и 620 кВ (максимальное освоенное на сегодня напряжение для кабелей), то мощность такой “трубы” составит уже 100 ГВт, что превосходит мощности, передаваемые самими газо- и нефтепроводами (самые мощные из которых передают эквивалент 85 ГВт тепловых). Главной проблемой может стать подсоединение такой магистрали к существующим сетям, однако факт, что сама технология уже почти доступна.

Интересно прикинуть стоимость подобной линии.

Доминировать будет, очевидно, строительная часть. Например, прокладка 800 км 4 HVDC кабелей в немецком проекте Sudlink обойдется в ~8-10 миллиардов евро (это известно, поскольку проект подорожал с 5 до 15 миллиардов после перехода с воздушной линии на кабель). Стоимость прокладки в 10-12 млн евро за км примерно в 4-4,5 раза выше, чем средняя стоимость прокладки газопроводов, судя по этому исследованию .

В принципе, ничего не мешает применять подобную технику для прокладки сверхмощных линий электропередач, впрочем, основные сложности тут видны в оконечных станциях и подключению к имеющимся сетям

Если взять что-то среднее между газом и кабелями (т.е. 6-8 млн евро за км), то стоимость сверхпроводника скорее всего потеряется в стоимости строительства: для 100-гигаваттной линии стоимость СП составит ~0,6 млн долларов на 1 км, если взять СП стоимость 2$ за кА*м.

Вырисовывается интересная дилемма: СП “мегамагистрали” оказываются в несколько раз дороже газовых магистралей при сопоставимой мощности (напомню, что это все в будущем. Сегодня ситуация еще хуже - нужно окупить НИОКР на СП-ЛЭП), и именно поэтому строятся газопроводы, но не СП-ЛЭП. Однако по мере роста ВИЭ эта технология может стать привлекательной и получить бурное развитие. Уже сегодня проект Sudlink, возможно выполнялся бы в виде СП-кабеля, если бы технология была бы готова. Добавить метки

В восьмидесятые годы строительство ЛЭП-750 кВ приобрело массовый характер. На повестке дня стоял вопрос освоения новых, ранее не существоваших в мире классов напряжения -1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока, названных ультравысокими.

Строительство линий электропередачи ультравысокого напряжения открывало захватывающие перспективы - возможность быстро, с минимальными потерями перебрасывать электроэнергию и мощность на тысячи километров из энергоизбыточных регионов страны в энергодефицитные.

Первым в мире «широтным» линиям электропередачи предстояло связать воедино пять объединённых энергосистем Советского Союза – Сибири, Казахстана, Урала, Волги, Центра. Электропередача Сибирь – Казахстан – Урал строилась и вводилась в эксплуатацию поэтапно.

24 марта 1977 года ЦК КПСС и Совмин СССР приняли Постановление №243 "О создании Экибастузского топливно-энергетического комплекса и строительства линии электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз-Центр". Этим постановлением было предусмотрено эффективнее развивать топливно-энергетический комплекс, реализовать энергетическую программу СССР, где Казахстану предусматривалась в ближайшие годы одна из ключевых ролей в советской энергетике. В то время Казахстан занимал третье место среди республик СССР по производству электроэнергии.

Учитывая несметные запасы угля и масштабы его добычи, было принято решение о строительстве в Экибастузе крупных тепловых электростанций в непосредственной близости от разрезов, чтобы сократить до минимума расходы на транспортировку угля. С вводом в эксплуатацию энергоблоков на строящихся ГРЭС Казахстан не только полностью обеспечивал электроэнергией народное хозяйство республики, но и имел возможность передавать электроэнергию в другие регионы бывшего Советского Союза.

Для этих целей и было принято решение строительства электролиний 500 кВ и уникальной линии электропередачи сверхвысокого напряжения 1150 киловольт переменного тока Экибастуз-Урал протяженностью 900 км с подстанциями в Экибастузе, Кокчетаве, Кустанае и участок Кустанай - Челябинск протяженностью 300 км, с временным использованием его на напряжение 500 кВ.

Технико-экономическое обоснование электропередачи 1150 осуществлялось отделением дальних передач института "Энергосетьпроект". Разработка проектно-сметной документации производилась этим же институтом.

Генеральным подрядчиком по строительству электропередачи были по ВН-1150 кВ - трест "Спецсетьстрой". По строительству объектов ПС 1150 кВ Экибастузская - трест "Экибастузэнергострой". По строительству подстанций в Кокчетаве, Кустанае и Челябинске - трест "Южуралэнергострой".

Разработкой оборудования для уникальной электропередачи занимались десятки научных центров и институтов. К примеру, автотрансформаторы АОДЦТ-66700 разрабатывал и изготавливал НПО "Запорожтрансформатор". Реакторы шунтирующие РОДЦ-300000/1150 - Московский завод "Электросила", воздушные выключатели ВНВ-1150 разработал НПО "Уралэлектротяжмаш". Полый провод для ошиновки оборудования ОРУ-1150 изготовил Московский электротехнический завод АН СССР в содружестве с институтами, энергетиками и работниками других отраслей промышленности. Для электропередачи были созданы новые классы контактных и изоляционных материалов, аппаратуры релейной защиты, автоматики и связи, рассчитанной на безотказную и длительную работу узлов и агрегатов при сверхвысоких нагрузках.

Строительство ВЛ-1150 кВ осуществлялось несколькими передвижными мехколоннами и опережало строительство подстанций. Строительство первой из четырех подстанций началось генподрядчиком СУЭПК, начальник Ю.А. Казанцев Для повышения индустриализации и сокращения сроков строительства проектными институтами были приняты усовершенствованные конструкции со сборкой отдельных узлов на сборочных площадках.

Имеющаяся на то время практика подстанционного строительства на объектах ПС-1150 кВ была неприемлема, так как маслонаполненное электротехническое оборудование, монтируемое на площадке, весило более 500 тонн. Металлоконструкции линейных и ячейковых порталов весили до 30 тонн и монтировались на высоте 40 и более метров при значительных габаритах.

Подрядчиками для их монтажа применялась на тот период передовая мобильная грузоподъемная техника, краны "Като", "Днепр", "Январец", ДЭК-50, автовышки "Магирус-Бронто-33", АГП-22 и др.

Используя вышеназванную технику в стесненных условиях площадки, строителям и монтажникам приходилось проявлять смекалку для организации безаварийной работы механизмов.

При большой концентрации механизмов на площадках строительства была удачно применена кольцевая схема временного электроснабжения, исключающая отключение и повреждение линий при передвижении механизмов.

Для координации вышеназванных мероприятий в Экибастузе работала группа рабочего проектирования Одесского филиала института "Оргэнергострой" (возглавлял ее В.Х. Ким), которая разрабатывала проекты производства работ на технологические процессы монтажа строительных конструкций и оборудования.

Большой объем работ по монтажу металлоконструкций ОРУ-500 кВ и ОРУ-1150 кВ был выполнен участком под руководством А.В. Музыка треста "Электросредазмонтаж". Монтаж всего маслонаполненного оборудования и его ревизию выполнил
участок во главе с М.Е. Семеновым этого же треста.

Строительные и монтажные работы по укладке кабельных лотков и каналов, монтажу стоек УСО, устройство дорог и переездов выполнило СУЭПК (начальник участка В.И. Веселов).

По своему техническому оснащению первенец казахстанской энергетики сверхвысокого напряжения ПС-1150 кВ являлась уникальным сооружением, которому не было аналогов в мире. Само оборудование на ПС-1150 кВ считалось технически сложным для эксплуатации и требовало от эксплуатирующего персонала особых знаний и особого отношения к своей работе. Именно такими качествами обладали Ю.Н. Пакулин, начальник подстанции, Л.Р. Беседин, заместитель начальника ПС, Г.И. Пилюгин, мастер по ремонту воздушных выключателей. Оперативно-диспетчерский персонал - Н.И. Токманцеца, И.П. Долгов, Е.Н. обко, А.В. Аксиньин. Ведущие инженеры группы релейной защиты и автоматики А.Н. Юхно, И.Т. Финк, К. Ергалиев - электрослесарь по ревизии и наладке маслонаполненного оборудования и др. Бесперебойной работой подрядных организаций, занятых в круглосуточном режиме, руководил штаб стройки во главе с главным инженером треста "Экибастузэнергострой" М. Барковским.

В предпусковой период в течение продолжительного времени на площадке ПС-1150 кВ практически жила группа ведущих специалистов объединения во главе с главным инженером ПО "Дальние электропередачи" О.А. Никитиным. После четырехлетней напряженной работы многих подрядных, пусконаладочных и шефских заводских организаций, участвующих в создании уникальной подстанции, в последних числах июля 1985 года впервые в мировой практике было подано напряжение на уникальное оборудование подстанции Экибастузская 1150 кВ, предназначенное для передачи электроэнергии по линии Экибастуз-Урал до подстанции в Кокчетаве. Началось промышленное испытание первой очереди крупнейшего энергомоста.

Впервые в мировой практике промышленного потребления получена электроэнергия переменного тока сверхвысокого напряжения 1150 кВ.

В честь такого события был проведен митинг на территории ПС-1150 кВ с участием общественности города.

На снимке запечатлен момент передачи символичного ключа от строителей эксплуатационникам. Фото Б.КИРИЧЕК, участника строительства электропередачи переменного тока 1150 кВ Экибастуз-Урал.

Так в 1987 году был сдан участок этой линии от Экибастуза до Чебаркуля протяжённостью 432 километра на уровне напряжения 1150 кВ. Ни одна другая линия в мире не способна работать под столь высоким напряжением. Участок должен был выдавать мощность от двух построенных Экибастузских ГРЭС на подстанцию 1150 кВ в Чебаркуле. Диспетчерское наименование: Костанайская-Челябинская. Пропускная способность линии достигала 5500 МВт.

Проложенная от Экибастуза через Кокчетаев и Кустанай вплоть до Челябинска, ЛЭП-1150 соединила энергосистемы Казахстана и России. Средняя высота опор линии составляет 45 метров. Вес проводников приблизительно 50 тонн.

Уникальная высоковольтная линия электропередачи «Сибирь-Центр» проектного напряжения 1150 кВ обошлась стране в 1,3 трлн. рублей. Одновременно с ней шло строительство линии электропередачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз – Центр.

На территории Казахстана ЛЭП-1150 кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай работала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 годы.

Завершение строительства «широтных» ЛЭП 1150 и 1500 кВ планировалось в 1995 году, однако из-за распада СССР проект остался неоконченным. Большая часть линии оказалась «за границей», так как приблизительно 1400 из 1900 км линии «Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск» находится в Казахстане.

«Линию построили, но использовать ее, окупив затраченные деньги, так и не пришлось. Сначала во время распада СССР перестали работать обе электростанции в Экибастузе, их продали американцам фактически как металлолом. Потом и линию демонтировали на участке, проходящем по Казахстану. А участок от Петропавловска до Чебаркуля эксплуатируется на напряжении 500 киловольт и практически незагружен. Но опоры-рюмки стоят».

Заместитель управляющего Челябэнерго Владимир Михайлович Козлов

В 2012 Олег Дерипаска заявил о намерении En+ возродить проект строительства энергомоста Сибирь - Казахстан - Урал на основе сверхвысоковольтной ЛЭП.

В один прекрасный майский день у меня появилась возможность побывать у одного из самых грандиозных переходов ЛЭП в мире. Речь идёт о переходах высоковольтных линий 330 кВ и 750 кВ через Каховское водохранилище, на Украине.

Прибыв на место, я в первую очередь снял промежуточные опоры, в полях за Ильинкой. Это был своего рода «разгон» перед фотосессией переходных опор-гигантов, которые манили меня со стороны водохранилища)

Первым делом я снял опоры двух одноцепных ЛЭП 330кВ. Опоры были П-образные железобетонные, с внутренними связями – ПВС. На снимке эти опоры запечатлены на фоне жёлтого поля с рапсом.

Параллельно линии 330кВ мимо Ильинки проходила ЛЭП 750кВ. Особенно мне понравилась промежуточная опора 750кВ весьма элегантного вида.

Если промежуточная опора ЛЭП 750кВ выглядит довольно элегантно, словно жирафа, то анкерные опоры этой линии в сравнении с ней широкие и крепко скроенные крепыши. Именно возле этой опоры я стал «слушать» линию. Все знают, что ЛЭП гудят или трещат, и обычно чем выше класс напряжение, тем сильнее шум. Я помнил, что ЛЭП 750кВ гудят громко, но к своему удивлению обнаружил под линией мёртвую тишину – ровным счётом ничего, ЛЭП явно не работала! А ЛЭП 330кВ неподалёку трещали довольно сильно.

Затем, я заставил анкерную опору ЛЭП 750кВ «подержать» солнце на своих проводах)))

Теперь предстояло передислоцироваться к переходным опорам, что виднелись на горизонте, по пути к ним я снял несколько опор 330кВ и 750кВ.

Именно тут я впервые встретил опоры типа «рюмка» на линии 330кВ, по типу они были схожими с рюмками линий 500кВ.

Снимая рюмки, я весьма удивил местных огородников, ещё бы, не каждый день человек с камерой носится по полю между опорами и снимает их во всех позах. Только я отвлёкся от рюмок, как сразу переключился на монстроподобную концевую опору ЛЭП 330кВ, по-моему комментарии тут вообще излишни – это мощь в чистом виде.

Честно говоря, немного типов опор вызывали у меня такие эмоции как эта. Треск под ней стоял невообразимый. Провода словно стелились по земле. Поражала массивность этого чудовища!

Если бы у меня была возможность, я бы выбрал для паспорта фотку где я на фоне этой опоры;-)

Концевая опора 330кВ была предтечей перехода через «море». Наконец я сделал первый снимок переходных опор.

А теперь об истории создания переходов. В 70-е годы прошлого века, на юге Запорожской области, на левом берегу Каховского водохранилища была сооружена Запорожская ГРЭС мощностью 3 млн. 600 тыс. кВт. Экономически было необходимо построить две линии электропередачи напряжением 330 кВ, в Никопольский энергорайон, расположенный на правом берегу водохранилища. Переход линий через водные пространства такой протяжённости в Советском Союзе ранее не сооружался.

Для первого сооружаемого перехода (330 кВ) проектировщики выбрали воздушный вариант линии (кабельный подводный вариант был нерентабелен, сложен в строительстве и эксплуатации). Длина перехода между крайними переходными опорами составила целых 5,15 км (!), а непосредственно над водой - 4,6 км. Переход был выполнен двухцепным.

Береговая переходная опора ЛЭП 330кВ

На переходе 330кВ установлены семь переходных опор анкерного типа высотой 90 и 100 метров, из которых пять, установлены в акватории водохранилища. Переход принят по схеме К-А-А-А-А-А-А-А-К (К - концевая опора, А - анкерная). Длины пролётов ЛЭП 330 кВ составляют 810 — 920 м. Двухцепные опоры башенного типа выполнены из углового проката, прошедшего оцинковку.

Опоры оборудованы лестницами, площадками и ограждёнными трапами на траверсах, причём на опору можно беспрепятственно подняться - лестницы спускаются прямо к земле, в отличие от большинства других переходов, где лесенки обычно не доходят до земли 2-3 метра, что бы уменьшить соблазн «туристов» залезть на мачту. В данном случае, видимо, роль сыграла малонаселённость территории.

Масса стометровой опоры составляет 290 тонн, а девяностометровой - 260 тонн. Внешне оба типа опор очень похожи, заметить отличия, можно только внимательно их рассмотрев.

Наибольшую сложность представляло сооружение фундаментов этих опор на территории водохранилища. Монтаж переходных опор на акватории - весьма сложная задача, требующая специального обустройства фундаментной площадки временными причалами, грузоподъёмными механизмами. Поэтому впервые в практике строительства ЛЭП (как в нашей стране, так и за рубежом) было принято решение о сооружении перехода наплавным методом. Поэтому, в особом котловане - доке, были сооружены плавающие фундаменты и на них смонтированы переходные опоры. Наплавные фундаменты были выполнены пустотелыми, из тонкостенных железобетонных элементов и, по сути, представляли собой огромные поплавки.

Для обеспечения их плавучести, фундамент был собран из водонепроницаемого днища, наружного борта и внутренних переборок, разделяющих внутреннюю часть фундамента на 8 изолированных друг от друга балластных отсеков, а также отсека для размещения оборудования и центрального распределительного отсека. Такое исполнение обеспечило непотопляемость фундамента и точность его балластировки, а также необходимую устойчивость в период буксировки суднами.

После окончания строительных работ на фундаментах и монтажа на них переходных опор, котлован заполнился водой до отметки Каховского водохранилища. При открытых кингстонах одновременно происходило заполнение водой внутренних отсеков фундаментов. После этого была разобрана перемычка, разделяющая котлован-док и Каховское водохранилище (процесс - на фото).

Поочерёдно, при закрытых кингстонах, из каждого фундамента, мощными насосами откачивалась вода, и после его всплытия, производилась буксировка к месту установки на трассе перехода. Буксировка опор по водохранилищу и работы по их установке производились с помощью пяти буксирных теплоходов — двух головных (мощностью по 1200 л.с.); двух боковых (мощностью по 300 л.с.) и одного заднего (тормозного) мощностью 600 л.с. Доставка всех пяти систем фундамент-опора была выполнена за 12 дней. После доставки фундаментов к месту предназначения, отсеки снова затапливались, в результате чего фундаменты садились на необходимое место на дне водохранилища.

Переход ЛЭП 330 кВ (Л243/244) был введён в эксплуатацию в 1977 году. В 1984 году, для выдачи мощности Запорожской АЭС тем же составом строительно-монтажных организаций, аналогичным наплавным методом, сооружён одноцепной переход линии 750 кВ «Запорожская АЭС — ПС 750 кВ Днепровская» (мощная электроподстанция под Вольногорском см. http://io.ua/s75116).

Опоры в доке

Створ перехода для более мощной линии 750кВ выбран в районе расположения Запорожской ГРЭС, параллельно существующему переходу ВЛ 330 кВ, на расстоянии 350 м выше его по течению. При принятии решения на строительство перехода ВЛ 750 кВ через Каховское водохранилище — уникального сооружения по своим масштабам и мощности линии — большую роль сыграл опыт проектирования, строительства перехода линии 330 кВ. Переход был сделан одноцепным по схеме К-П-П-А-П-П-К; из пяти переходных опор, из которых три опоры установлены на акватории водохранилища. Опоры перехода этой линии также оцинкованные.

Переходные промежуточные опоры высотой 126 м имеют массу 375 тонн каждая. Анкерная опора высотой 100 м весит 350 т. Длины переходных пролётов составляют 1215—1350 метров. Монтаж проводов был выполнен при помощи раскаточных барж и буксиров без опускания на дно водохранилища во избежание повреждений. Переход линии 750 кВ был 1984 году введён в эксплуатацию.

Переходная береговая опора 750кВ.

Верхушка опоры 750кВ

Фундамент опоры 750кВ

Лесенка на переходную опору ЛЭП 750кВ

Гигантская береговая переходная опора №26 ЛЭП 750кВ