Serie di tensioni delle reti ad alta tensione nel mondo. Le torri di trasmissione di potenza più alte del mondo

Il 6 ottobre, nella regione di Kaliningrad, sono state presentate le linee elettriche stilizzate più alte della Russia. Non ci sono analoghi della struttura realizzata sotto forma di ancore nel paese. L'oggetto, alto 112 metri, è installato in un luogo di navigazione attiva, sulle rive del fiume Pregolya.

Le torri fanno parte della linea di trasmissione elettrica, in costruzione per il collegamento tecnologico della Pregolskaya TPP (440 MW) con l'esistente sottostazione "Severnaya" da 330 kilovolt. Il lavoro viene svolto nell'ambito del programma per lo sviluppo e la ricostruzione del complesso della rete elettrica fino al 2020.

I supporti secondo un progetto individuale sono stati prodotti dallo "Impianto sperimentale" Gidromontazh ", l'installazione è stata eseguita dalla società" Setstroy ".

Una delle prime navi che sono passate sotto le linee elettriche tra le torri è stata una delle più grandi navi a vela: la barca a quattro alberi "Kruzenshtern", i cui alberi sono alti circa 55 metri.

“Siamo entrati nel Libro dei primati russo perché queste sono le più alte torri ad alta tensione stilizzate sul territorio della Federazione Russa. Queste non sono solo strutture metalliche, è una linea di trasmissione di potenza operativa da 330 kilovolt. L'obiettivo in sé non era quello di costruire un'ancora, questa è una conseguenza del nostro lavoro sull'alimentazione affidabile e sicura per i consumatori della regione ", ha affermato il presidente del consiglio di amministrazione di Yantareenergo (parte di PJSC Rosseti) alla presentazione.

Ha aggiunto che la domanda è già stata inviata a Interrecord. Dopo che gli emissari saranno arrivati ​​a Kaliningrad e avranno effettuato le misurazioni, un nuovo progetto ingegneristico unico - supporti stilizzati a forma di ancora - sarà in grado di rivendicare un record mondiale.

L'altezza del supporto è paragonabile all'altezza di un edificio di 36 piani o alla lunghezza di un campo da calcio ed è di 112 metri, ciascuno dei due supporti è costituito da cinque livelli, la larghezza degli ancoraggi è superiore a 16 metri. Il peso del supporto è di 450 tonnellate, è in grado di resistere a venti fino a 36 metri al secondo. L'illuminazione di segnalazione è installata lungo l'intera altezza dei supporti, il che li rende visibili di notte per navi e aerei. L'affidabilità della struttura è assicurata da quasi 270 pali infissi a una profondità di 24 metri.

La distanza tra gli appoggi sopra il fiume Pregolya, nel luogo di navigazione attiva, è di circa 500 metri, l'altezza di sospensione delle linee di oltre 60 metri è stata scelta per garantire il passaggio delle navi più grandi, come la navi "Kruzenshtern" e "Sedov", in modo che l'equipaggio delle chiatte, il porto di origine che è Kaliningrad, non debba piegare gli alberi.

Il progetto è stato sviluppato dallo stabilimento di Gidromontazh, l'unica impresa in Russia specializzata nella creazione di linee elettriche atipiche. La stessa impresa ha prodotto pali decorativi per linee elettriche a forma di leopardo delle nevi e sciatori - simboli delle Olimpiadi del 2014 a Sochi, nonché la prima linea elettrica stilizzata "Yantarenergo" a forma di lupo di Zabivaki, installata in preparazione per il Mondiali 2018.

Secondo Yantaenergo, le più alte torri di trasmissione di energia a forma di ancora in Russia fanno parte di un progetto su larga scala: collegare il nuovo Pregolskaya TPP della sottostazione di Severnaya, di recente costruzione, ma non ancora completamente messo in servizio, una nuova linea di trasmissione di energia con un lunghezza di 65 chilometri è stata costruita. Un ponte energetico di 254 pilastri creerà un anello attorno al centro regionale. Alcune delle linee passano sul fiume Pregolya, in luoghi di navigazione attiva, dove sono stati costruiti pilastri unici.

Le centrali elettriche generano elettricità. Può essere consegnato al consumatore solo con l'aiuto di fili e cavi. Le linee di trasmissione di potenza sono utilizzate per trasportare l'elettricità. La linea elettrica è una trascrizione dell'abbreviazione di linee di trasmissione di potenza. Nel settore energetico, esiste una distinzione tra i concetti di ciò che è considerato un LEP. Nelle sottostazioni, anche le apparecchiature ad alta tensione sono collegate tramite cavi. Ma questa non è una linea elettrica. Questo è il nome delle sole linee interurbane in uscita dalla sottostazione, a partire dall'ingresso della linea.

Tutte le linee sono divise in aria e cavo. Ci sono cavo-aria (KVL). Allo stesso tempo, un segnale ad alta frequenza viene trasmesso sui fili per la comunicazione ad alta frequenza, il funzionamento delle protezioni, l'apparecchiatura SDTU, con l'aiuto del quale viene eseguito il controllo del dispacciamento delle reti elettriche.

Linee di trasmissione aeree

Le linee di cavi, pali e apparecchiature ausiliarie che viaggiano nell'aria sopra il suolo sono linee elettriche aeree. Sono anche chiamate linee aeree o linee aeree. Sezioni di linee aeree possono passare lungo le strutture di ponti, cavalcavia.

Gli elementi principali delle linee aeree:

1. Fili. Sono fatti di rame, alluminio, ci sono opzioni combinate. A volte sono attorcigliati da diverse vene. I fili differiscono nei parametri della sezione trasversale;
2. Supporti. Tipi esistenti: metallo, cemento armato e legno. Gli ultimi due tipi sono utilizzati per linee aeree 6-10 kV. I supporti metallici sono divisi in ancoraggi e intermedi. Ancoraggio: sono posizionati nelle aree in cui si concentra il maggior carico meccanico (quando si attraversano corpi idrici, si cambia direzione) e dopo una certa distanza. Intermedio - utilizzato su punti rettilinei della pista;

1. Ghirlande isolanti. Ci sono vetro, porcellana. Servono per isolare i fili dal corpo di supporto. I fili delle campate adiacenti sono collegati da stub;
2. Circuito di messa a terra, filo di terra, scaricatori servono a proteggere dalle sovratensioni che si verificano nell'atmosfera;
3. Antivibranti. Sono utilizzati nella costruzione di linee aeree ad alta tensione. Per aumentare la vita operativa della linea di trasmissione è necessario assorbire le vibrazioni meccaniche dei fili.

La linea aerea deve essere costruita e gestita da personale appositamente addestrato in base a PTE (regole per il funzionamento tecnico), PUE (regole per gli impianti elettrici) e POT (regole sulla protezione del lavoro).

Tipo attuale

Classificazione delle linee aeree in base al tipo di corrente:

1. Linee di alimentazione CC. Tali LEP consentono di ridurre le perdite nella trasmissione di energia elettrica dovute alla mancanza di potenza reattiva (componenti capacitivi e induttivi). Pertanto, il loro uso è giustificato durante il trasporto di elettricità tra i sistemi su lunghe distanze. Ma le linee aeree sono più costose da costruire a causa della necessità di installare apparecchiature aggiuntive (raddrizzatori, inverter). Nei paesi sviluppati sono ampiamente utilizzati e nella Federazione Russa sono state costruite solo poche linee di corrente continua con una tensione di 400 kV. Tuttavia, è in corrente continua che opera una parte della rete di trasporto ferroviario aereo russa con una tensione di 3 kV;
2. Linee di alimentazione CA. Quasi tutte le linee aeree che formano il sistema elettrico della Federazione Russa funzionano a corrente alternata.

Classe di tensione

La tensione della linea aerea AC è convenzionalmente suddivisa in:

1. Altissimo - 750, 1150 kV;
2. Altissimo - 330, 400, 500 kV;
3. Alto - 110, 150, 220 kV;
4. Medio - 6, 10, 20, 35 kV;
5. Basso - fino a 1000 V;
6. Una tensione di 27 kV AC viene utilizzata per alimentare un sistema ferroviario parzialmente aereo.

Nelle reti di distribuzione, questa divisione non viene utilizzata.

Importante! Per ogni classe di tensione, vengono applicate alcune regole per il dispositivo della linea aerea, i requisiti per la progettazione e il funzionamento sicuro.

Lo scopo delle linee elettriche determina la loro altra classificazione:

1. Le linee aeree di 500 kV e tensioni superiori vengono utilizzate per collegare parti separate del sistema di alimentazione, diversi sistemi di alimentazione e sono a lunga distanza;
2. Le principali linee di trasmissione dell'energia sono linee da 220, 330 kV che collegano grandi centri di alimentazione. Possono anche essere intersistemici;
3. Le linee aeree 35, 110, 150 kV collegano i centri di potenza meno significativi entro i confini delle aree territoriali delle reti elettriche, sono utilizzate per i collegamenti interdistrettuali. Si riferisce alle linee aeree di distribuzione;
4. Le linee di trasmissione di potenza fino a 6-10 kV forniscono tensione ai punti di distribuzione e quindi attraverso linee a bassa tensione direttamente ai consumatori.

La modalità di funzionamento impostata dei neutri

Il funzionamento della protezione della linea aerea dipende dalla messa a terra dei neutri, che assicurano la disconnessione delle apparecchiature in caso di cortocircuiti. Ci sono tre modalità operative in totale:

1. Con neutro isolato. Sono utilizzati in reti fino a 35 kV. Il punto medio dei trasformatori non è collegato al dispositivo di messa a terra. Tali linee aeree non saranno disattivate da protezioni in caso di cortocircuito monofase (rottura e caduta di un filo a terra). Per compensare le correnti capacitive delle fasi rimanenti si utilizzano reattori antiarco;
2. Con neutro effettivamente messo a terra. La modalità è praticamente implementata mediante messa a terra parziale del neutro (non in tutte le sottostazioni della rete) e garantisce la disconnessione di cortocircuiti monofase e di altro tipo sulle linee elettriche ad alta tensione. Viene utilizzato per reti a 110 kV;
3. Con un neutrale sordo a terra. Viene utilizzato in tutte le reti fino a 1000 V, oltre a 220 kV e oltre.

Importante! Nelle reti con neutro isolato, il filo della linea aerea può essere energizzato a terra. Non avvicinarti a nessun filo disteso.

Stato delle linee elettriche e delle apparecchiature elettriche

Caratteristiche della linea di trasmissione di potenza in base allo stato in cui si trova:

1. In funzione - quando la linea aerea è chiusa su entrambi i lati da interruttori e la corrente di carico scorre attraverso di essa;
2. In riserva;
3. In riparazione;
4. In conservazione.

Le riparazioni della linea aerea possono essere di emergenza, correnti, capitali. Quando la linea viene ricostruita, sostituiscono completamente o parzialmente i fili nelle campate, i fili di terra, i supporti stessi.

Zona protetta delle linee elettriche

I confini della zona di sicurezza sono fissati per ogni classe di tensione di linea. Ciò è necessario per escludere eventuali azioni che minaccino il funzionamento stabile della linea di trasmissione di potenza o che possano danneggiarla.

I limiti delle zone di sicurezza per le linee aeree (misurati dal profilo verticale della linea su entrambi i lati):

• fino a 1000 V - 2 m;
• 20 kV - 10 m;
• 35 kV - 15 m;
• 110 kV - 20 m;
• 220 kV - 25 m;
• 550 kV - 30 m;
• 750 kV - 40 m;
• 1150 kV - 55 m.

All'interno di questi confini, oltre alla lunga permanenza delle persone, è vietato:

1. Piantare alberi, arbusti, altre piante, compreso lo sviluppo di orti;
2. Organizzare discariche improvvisate;
3. Eseguire lavori di sterro;
4. Per complicare l'approccio, raggiungi la linea aerea erigendo recinzioni e altri edifici.

Importante! Tutti i lavori di costruzione nella zona di sicurezza della linea aerea e nelle immediate vicinanze di essa devono essere coordinati con i responsabili dell'azienda che serve la linea.

Linee via cavo

KL, che sta per linee in cavo, serve anche per il trasporto di energia elettrica. Sono cavi di alimentazione posati nel terreno, nelle strutture interrate e fuori terra, sott'acqua. I giunti vengono utilizzati per collegarli.

Le linee elettriche via cavo presentano i seguenti vantaggi:

• protetto dall'influenza del fattore meteorologico (fulmini, forti venti);
• non hanno paura della caduta degli alberi;
• presentano un basso rischio per l'uomo e gli animali;
• occupare un'area più piccola.

In base alla classe di tensione, le linee elettriche in cavo sono suddivise allo stesso modo di quelle aeree.

Tipi di isolamento del cavo

1. Gomma. È realizzato sulla base di materiali naturali e sintetici. Questi cavi sono flessibili, ma hanno una breve durata;
2. polietilene. Viene utilizzato per linee in cavo installate in ambienti corrosivi. Il polietilene non vulcanizzato ha paura delle alte temperature;
3. PVC. Differisce in basso costo e alta elasticità. I cavi in ​​PVC sono ampiamente utilizzati per linee in cavo di tutte le classi di tensione;
4. Carta. Per i cavi di alimentazione è richiesta l'impregnazione di tale isolamento con una composizione speciale. È usato raramente ora;
5. Fluoroplastico. Il più resistente a qualsiasi danno;
6. Cavi riempiti d'olio. Richiedono attrezzature per mantenere la pressione dell'olio, hanno un alto rischio di incendio. Non sono prodotti ora. Le linee in cavo esistenti vengono smontate e sostituite con cavi con tipi di isolamento più moderni e affidabili.

Tipi di strutture di cavi

Per la posa di linee in cavo, vengono utilizzati vari tipi di strutture dove i cavi, ciascuno con un tag di identificazione, sono di pubblico dominio per il servizio:

1. Canali. Si tratta di scatole realizzate con lastre di cemento armato, il cui coperchio superiore è rimovibile. Di solito si trovano sulla superficie della terra;
2. Tunnel in costruzione nel sottosuolo. Le loro dimensioni sono tali che una persona può muoversi liberamente lì. I cavi vengono posati lungo le pareti laterali;
3. Il pavimento del cavo è in costruzione nelle sottostazioni. Si tratta di una stanza, spesso di tipo seminterrato, lungo il cui perimetro sono posati i cavi;
4. Cavalcavia. Una struttura aperta posta direttamente a terra, fondazione o supporti, lungo il cui fondo passano i cavi con giunti;
5. Galleria. Uguale al cavalcavia, solo chiuso completamente o da più lati;
6. Doppio piano. Sottopavimento rivestito con lastre asportabili per lavoro. Viene utilizzato per cavi a bassa tensione, principalmente nei locali delle sale relè delle sottostazioni;
7. Blocco cavi. Tubi sotterranei o condotti in cui vengono posizionati i cavi, per i quali vengono utilizzate camere con ingresso attraverso un portello aereo. Tale camera è chiamata pozzo del cavo.

La varietà degli elettrodotti utilizzati consente la trasmissione dell'energia elettrica a qualsiasi distanza e su paesaggi naturali di varia complessità. Quando si progetta ciascuna linea, vengono presi in considerazione il suo scopo, le correnti di carico fluenti, il costo delle attrezzature per la costruzione e il funzionamento.

video

Rappresentando l'allora visione della transizione dell'Europa verso un percorso di energia rinnovabile. Le centrali termiche a concentrazione di energia solare situate nel deserto del Sahara dovevano diventare la base dell'“energia verde” dell'UE, in grado di immagazzinare energia almeno per il picco di consumo serale, quando il fotovoltaico convenzionale non sarà più funzionante. Una caratteristica del progetto doveva essere le linee elettriche più potenti (linee elettriche) per decine di gigawatt, con una portata da 2 a 5 mila km.

SES di questo tipo avrebbero dovuto diventare la principale energia rinnovabile europea.

Il progetto è esistito per circa 10 anni, e poi è stato abbandonato dalle aziende fondatrici, poiché la realtà dell'energia verde europea si è rivelata completamente diversa e più prosaica: il fotovoltaico cinese e la generazione di energia eolica onshore, situata nella stessa Europa, e l'idea di tirare la rete energetica attraverso la Libia e la Siria è troppo ottimista ...

Gli elettrodotti previsti per desertec: tre direzioni principali con una capacità di 3x10 gigawatt (nella foto una delle versioni più deboli con 3x5) e diversi cavi sottomarini.

Tuttavia, potenti linee di trasmissione di energia non sono apparse per caso nel progetto desertec (è divertente, a proposito, che l'area di terra sotto la linea di trasmissione di energia nel progetto si sia rivelata più grande dell'area sotto la centrale solare) - questa è una delle tecnologie chiave che può consentire alla generazione di FER di crescere fino a raggiungere una quota schiacciante, e viceversa: in assenza di tecnologia di trasmissione dell'energia su lunghe distanze, le fonti di energia rinnovabile sono molto probabilmente destinate a non più di una quota di 30 -40% nel settore energetico in Europa.

La sinergia reciproca tra linee di trasmissione transcontinentali e fonti di energia rinnovabile è abbastanza chiaramente visibile sui modelli (ad esempio, nel modello LUT gigante, così come nel modello di Vyacheslav Laktyushin): la combinazione di molte regioni di generazione eolica situate 1-2- 3 mila chilometri l'uno dall'altro distruggono la generazione di correlazione del livello reciproco (pericolosa per guasti generali) e equalizza la quantità di energia che entra nel sistema. L'unica domanda è a quale costo e con quali perdite è possibile trasferire energia su tali distanze. La risposta dipende da diverse tecnologie, che oggi sono essenzialmente tre: trasmissione in corrente alternata, corrente continua e su filo superconduttore. Sebbene tale divisione sia un po 'errata (un superconduttore può essere con corrente alternata e continua), ma da un punto di vista sistemico, è legittimo.

Tuttavia, la tecnica per trasmettere l'alta tensione, secondo me, è una delle più fantastiche. La foto mostra una stazione raddrizzatore da 600 kV.

Fin dall'inizio, l'industria dell'energia elettrica tradizionale ha seguito il percorso di combinare la produzione di energia utilizzando linee di trasmissione ad alta tensione con corrente alternata, arrivando negli anni '70 a linee di trasmissione fino a 750-800 kilovolt in grado di trasmettere 2-3 gigawatt di potenza. Tali linee di trasmissione si sono avvicinate ai limiti delle capacità delle reti CA classiche: da un lato, a causa dei limiti di sistema associati alla complessità delle reti di sincronizzazione con una lunghezza di molte migliaia di chilometri e al desiderio di suddividerle in regioni di potenza collegate da linee di sicurezza relativamente piccole e, dall'altro, per l'aumento della potenza reattiva e delle perdite di tale linea (per il fatto che aumenta l'induttanza della linea e l'accoppiamento capacitivo a terra).

Non è proprio un'immagine tipica nel settore energetico della Russia al momento della stesura di questo documento, ma di solito i flussi tra le regioni non superano 1-2 GW.

Tuttavia, l'aspetto dei sistemi di alimentazione degli anni '70-'80 non richiedeva linee elettriche potenti e a lunga distanza: la centrale elettrica era spesso più comoda da spostare per i consumatori e l'unica eccezione erano le fonti di energia rinnovabile allora: la generazione idroelettrica.

Le centrali idroelettriche, e in particolare il progetto brasiliano della centrale idroelettrica di Itaipu a metà degli anni '80, hanno portato alla nascita di un nuovo campione nella trasmissione di energia elettrica molte e lontane: le linee di trasmissione in corrente continua. La potenza del collegamento brasiliano è di 2x 3150 MW ad una tensione di + -600 kV per una distanza di 800 km, il progetto è stato realizzato da ABB. Tali capacità sono ancora sull'orlo di una linea di trasmissione AC economica, tuttavia, le grandi perdite hanno ripagato il progetto con la conversione in DC.

Itaipu HPP con una capacità di 14 GW è ancora la seconda più grande al mondo. Parte dell'energia generata viene trasmessa tramite il collegamento HVDC all'area di São Paulo e Rio de Jainiro.

Confronto di linee elettriche di corrente alternata (AC) e continua (DC). Il confronto è un po' pubblicitario, dal momento che con la stessa corrente (diciamo 4000 A), le linee di trasmissione AC da 800 kV avranno una potenza di 5,5 GW contro 6,4 GW per le linee di trasmissione DC, anche se con perdite doppie. Con le stesse perdite, la potenza sarà effettivamente diversa di 2 volte.

Calcolo delle perdite per diverse versioni di linee elettriche, che avrebbero dovuto essere utilizzate nel progetto Desertec.

Naturalmente, ci sono sia svantaggi che significativi. Innanzitutto, la corrente continua in un sistema di alimentazione CA richiede la rettifica da un lato e la "curvatura" (cioè la generazione di un seno sincrono) dall'altro. Quando si tratta di molti gigawatt e centinaia di kilovolt, questo viene fatto con apparecchiature molto non banali (e molto belle!) Che costano molte centinaia di milioni di dollari. Inoltre, fino all'inizio degli anni 2010 le linee di trasmissione dei TP potevano essere solo del tipo "punto-punto", non essendoci interruttori adeguati per tali tensioni e potenze in continua, il che significa che in presenza di molte utenze si era impossibile tagliarne uno con un cortocircuito: basta spegnere l'intero sistema. Ciò significa che l'applicazione principale di potenti linee elettriche TP è il collegamento di due regioni energetiche, dove erano necessari grandi flussi. Letteralmente solo pochi anni fa, ABB (uno dei tre leader nella creazione di apparecchiature HVDC) è riuscita a creare un interruttore tiristore-meccanico "ibrido" (simile nelle idee all'interruttore ITER), che è in grado di svolgere tale lavoro, e ora la prima linea di trasmissione di energia ad alta tensione PT “punto-multipunto” North-East Angra in India.

L'interruttore automatico ibrido ABB non è abbastanza espressivo (e non molto esposto), ma c'è un video indù megapafo sull'assemblaggio di un interruttore meccanico da 1200 kV: una macchina impressionante!

Tuttavia, la tecnologia dell'energia PT si sviluppò e divenne più economica (in gran parte grazie allo sviluppo dei semiconduttori di potenza), e con l'avvento dei gigawatt di generazione di fonti rinnovabili era abbastanza pronta per iniziare a collegare potenti centrali idroelettriche remote e parchi eolici ai consumatori. Soprattutto molti di questi progetti sono stati realizzati negli ultimi anni in Cina e in India.

Tuttavia, il pensiero va oltre. In molti modelli, le capacità di trasmissione di potenza di PT-LEP vengono utilizzate per equalizzare la variabilità RES, che è il fattore più importante nel percorso di introduzione del 100% RES nei grandi sistemi di alimentazione. Inoltre, questo approccio è già in atto nella pratica: si può fare un esempio di un collegamento Germania-Norvegia da 1,4 gigawatt, progettato per compensare la variabilità della produzione di energia eolica tedesca da parte degli impianti di pompaggio e idroelettrici norvegesi e i 500 megawatt Il collegamento Australia-Tasmania era necessario per mantenere il sistema energetico della Tasmania (che opera principalmente nelle centrali idroelettriche) in condizioni di siccità.

Gran parte del merito della proliferazione dell'HVDC spetta anche ai progressi nei cavi (poiché spesso gli HVDC sono progetti offshore), che negli ultimi 15 anni hanno aumentato la classe di tensione disponibile da 400 a 620 kV

Tuttavia, l'ulteriore distribuzione è ostacolata sia dall'alto costo delle linee di trasmissione di energia di questo calibro (ad esempio, la linea di trasmissione di energia più grande del mondo PT Xinjiang - Anhui 10 GW per 3000 km costerà ai cinesi circa $ 5 miliardi), sia dal sottosviluppo di regioni equivalenti di produzione di energia rinnovabile, vale a dire l'assenza di grandi consumatori comparabili intorno ai grandi consumatori (ad esempio, Europa o Cina) a una distanza fino a 3-5 mila km.

Compreso circa il 30% del costo delle linee TP sono tali stazioni di conversione.

Tuttavia, cosa succede se la tecnologia della linea di trasmissione di potenza appare contemporaneamente e più economica e con perdite inferiori (che determinano la lunghezza massima ragionevole?). Ad esempio, una linea di trasmissione di energia con un cavo superconduttore.

Un esempio di vero cavo superconduttore per il progetto AMPACITY. Al centro del primo con azoto liquido, su di esso ci sono 3 fasi di un filo superconduttore fatto di nastri con un superconduttore ad alta temperatura, separati da isolamento, all'esterno c'è uno schermo di rame, un altro canale con azoto liquido, circondato da un isolamento termico sottovuoto multistrato all'interno della cavità del vuoto e all'esterno - un guscio protettivo in polimero ...

Certo, i primi progetti di elettrodotti superconduttori e i loro calcoli economici non sono comparsi né oggi né ieri, ma nei primi anni '60, subito dopo la scoperta dei superconduttori “industriali” a base di composti intermetallici di niobio. Tuttavia, per le reti classiche senza fonti di energia rinnovabile, non c'era posto per una tale JV di linea di trasmissione di energia, sia dal punto di vista della capacità e dei costi ragionevoli di tali linee elettriche, sia dal punto di vista della quantità di sviluppo necessari per la loro attuazione pratica.

Progetto di linea in cavo superconduttore del 1966 - 100 GW per 1000 km, con chiara sottostima del costo della parte criogenica e dei convertitori di tensione

L'economia di una linea superconduttiva è essenzialmente determinata da due fattori: il costo del cavo superconduttore e l'energia persa per il raffreddamento. L'idea iniziale di utilizzare composti intermetallici di niobio è inciampata nell'alto costo del raffreddamento con elio liquido: l'assemblaggio elettrico "freddo" interno deve essere mantenuto nel vuoto (che non è così difficile) e inoltre circondato da uno schermo raffreddato con liquido azoto, altrimenti il ​​flusso di calore a una temperatura di 4,2 K supererà le ragionevoli capacità dei frigoriferi. Un tale "sandwich" più la presenza di due costosi sistemi di raffreddamento un tempo seppellirono l'interesse per SP-LEP.

Un ritorno all'idea è avvenuto con la scoperta dei conduttori ad alta temperatura e del diboruro di magnesio "media temperatura" MgB2. Il raffreddamento a una temperatura di 20 Kelvin (K) per il diboruro o 70 K (70 K, la temperatura dell'azoto liquido, è ampiamente utilizzato e il costo di un tale refrigerante non è elevato) sembra interessante per gli HTSC. Allo stesso tempo, il primo superconduttore oggi è fondamentalmente più economico dei nastri HTSC prodotti con i metodi dell'industria dei semiconduttori.

Tre cavi superconduttori monofase (e sullo sfondo gli ingressi della parte criogenica) del progetto LIPA negli USA, ciascuno con una corrente di 2400 A e una tensione di 138 kV, con una capacità totale di 574 MW.

Le cifre specifiche per oggi si presentano così: HTSC ha un costo del conduttore di 300-400 dollari per kA * m (cioè un metro di conduttore che può sopportare un kiloampere) per azoto liquido e 100-130 dollari per 20 K, diboruro di magnesio per una temperatura di 20 K ha un costo di $ 2-10 per kA * m (il prezzo non si è stabilizzato, come la tecnologia), niobato di titanio - circa $ 1 per kA * m, ma già per una temperatura di 4,2 K. Per fare un confronto, i fili di alluminio delle linee elettriche costano ~ 5-7 dollari per kA * m, rame - a 20.

Perdite di calore reali del cavo AMPACITY JV lungo 1 km e ~ 40 MW di potenza. In termini di potenza del criorefrigeratore e della pompa di circolazione, la potenza consumata per il funzionamento del cavo è di circa 35 kW, ovvero meno dello 0,1% della potenza trasmessa.

Naturalmente, il fatto che il cavo JV sia un prodotto evacuato complesso che può essere posato solo sotto terra aggiunge costi aggiuntivi, tuttavia, dove il terreno sotto la linea di trasmissione dell'energia costa molto denaro (ad esempio, nelle città), le linee elettriche della JV sono già cominciano ad apparire, anche se per ora sotto forma di progetti pilota. Si tratta sostanzialmente di cavi HTSC (come i più masterizzati), per basse e medie tensioni (da 10 a 66 kV), con correnti da 3 a 20 kA. Tale schema riduce al minimo il numero di elementi intermedi associati all'aumento della tensione di rete (trasformatori, interruttori, ecc.) Il progetto di cavi di alimentazione più ambizioso e già realizzato è il progetto LIPA: tre cavi lunghi 650 m, progettati per trasmettere tre corrente di fase con una potenza di 574 MVA, che è paragonabile a una linea di trasmissione aerea da 330 kV. La più potente linea di cavi HTSC è stata messa in funzione il 28 giugno 2008.

Un interessante progetto AMPACITY è stato realizzato ad Essen, in Germania. Un cavo di media tensione (10 kV con una corrente di 2300 A, 40 MVA) con un limitatore di corrente superconduttore incorporato (questa è una tecnologia interessante in via di sviluppo attivo che consente, a causa della perdita di superconduttività, di scollegare "naturalmente" il cavo in caso di sovraccarico per cortocircuito) è installato all'interno dell'area urbana. Lanciato nell'aprile 2014, questo cavo servirà come prototipo per altri progetti pianificati in Germania per sostituire le linee di trasmissione da 110 kV con cavi superconduttori da 10 kV.

L'installazione del cavo AMPACITY è paragonabile all'instradamento di cavi ad alta tensione convenzionali.

Esistono ancora più progetti sperimentali con diversi superconduttori per diversi valori di corrente e tensione, tra cui diversi realizzati nel nostro Paese, ad esempio testando un cavo sperimentale di 30 metri con un superconduttore MgB2 raffreddato da idrogeno liquido. Il cavo per corrente continua di 3500 A e tensione di 50 kV, creato da VNIIKP, è interessante per il suo "circuito ibrido", in cui il raffreddamento dell'idrogeno è contemporaneamente un metodo promettente per il trasporto di idrogeno nell'ambito dell'idea di "energia idrogeno". ".

Ma torniamo alle fonti energetiche rinnovabili. La modellazione LUT mirava a creare una generazione di energia rinnovabile al 100% su scala continentale, mentre il costo dell'elettricità doveva essere inferiore a $ 100 per MWh. La particolarità del modello sta nei flussi risultanti di decine di gigawatt tra i paesi europei. È quasi impossibile trasferire tale potenza in un modo diverso dalle linee di trasmissione di potenza CC.

Le simulazioni LUT nel Regno Unito richiedono fino a 70 GW di esportazione di elettricità, con collegamenti in isola da 3,5 GW disponibili oggi e che si espandono a 10 GW nel prossimo futuro.

Ed esistono progetti simili. Ad esempio, Carlo Rubbia, a noi familiare dal reattore con l'acceleratore MYRRHA, sta promuovendo progetti basati su quasi l'unico produttore di filamenti di diboruro di magnesio al mondo oggi - secondo l'idea di un criostato con un diametro di 40 cm (tuttavia, il diametro è già abbastanza difficile per il trasporto e la posa a terra) ospita 2 cavi con una corrente di 20 kA e una tensione di + -250 kV, ad es. con una potenza totale di 10 GW, e in un tale criostato è possibile posizionare 4 conduttori = 20 GW, già vicini a quelli richiesti dal modello LUT, e a differenza delle tradizionali linee DC ad alta tensione, c'è ancora un ampio margine di potenza crescente. Il consumo di energia per la refrigerazione e il pompaggio dell'idrogeno ammonterà a ~ 10 megawatt per 100 km, o 300 MW per 3000 km, circa tre volte inferiore rispetto alle più avanzate linee CC ad alta tensione.

La proposta di Rubbia per una linea di trasmissione via cavo da 10 gigawatt. Una dimensione del tubo così gigantesca per l'idrogeno liquido è necessaria per ridurre la resistenza idraulica ed essere in grado di installare criostazioni intermedie non più di 100 km. C'è anche un problema con il mantenimento del vuoto su un tubo del genere (una pompa per vuoto a ioni distribuiti non è la soluzione più saggia qui, IMHO)

Se aumentiamo ulteriormente le dimensioni del criostato a valori tipici per i gasdotti (1200 mm) e mettiamo all'interno 6-8 conduttori da 20 kA e 620 kV (la tensione massima per i cavi controllati oggi), allora la capacità di tale un “tubo” sarà già di 100 GW, che supera la capacità trasmessa dagli stessi gasdotti e oleodotti (i più potenti trasmettono l'equivalente di 85 GW di potenza termica). Il problema principale potrebbe essere la connessione di una tale dorsale alle reti esistenti, ma il fatto è che la tecnologia stessa è quasi disponibile.

È interessante stimare il costo di tale linea.

Ovviamente dominerà la parte costruttiva. Ad esempio, la posa di 800 km di 4 cavi HVDC nel progetto tedesco Sudlink costerà ~ 8-10 miliardi di euro (questo è noto, poiché il progetto è aumentato di prezzo da 5 a 15 miliardi dopo il passaggio da linea aerea a cavo). Il costo di posa di 10-12 milioni di euro per km è circa 4-4,5 volte superiore al costo medio di posa di gasdotti, a giudicare da questo studio.

In linea di principio, nulla impedisce l'uso di una tale tecnica per la posa di linee elettriche pesanti, tuttavia, le principali difficoltà qui sono visibili nelle stazioni terminali e nel collegamento alle reti esistenti.

Se prendiamo una via di mezzo tra gas e cavi (cioè 6-8 milioni di euro al km), allora il costo di un superconduttore rischia di perdersi nel costo di costruzione: per una linea da 100 gigawatt, il costo di una joint venture sarà di ~ 0,6 milioni di dollari per 1 km, se prendiamo la joint venture il costo è di 2 dollari per kA * m.

Emerge un dilemma interessante: le JV Megamistral sono molte volte più costose dei gasdotti di capacità comparabile (vi ricordo che tutto questo è nel futuro. Oggi la situazione è anche peggiore - la R&S deve essere recuperata in JV-LEP), e che Ecco perché si stanno costruendo gasdotti, ma non JV -Linee elettriche. Tuttavia, con la crescita delle energie rinnovabili, questa tecnologia può diventare attraente e svilupparsi rapidamente. Già oggi il progetto Sudlink potrebbe essere realizzato sotto forma di cavo SP, se la tecnologia fosse pronta. Aggiungi i tag

Negli anni ottanta si diffuse la costruzione di una linea di trasmissione da 750 kV. All'ordine del giorno c'era la questione dello sviluppo di nuove classi di tensione, precedentemente inesistenti al mondo: 1150 kV CA e 1500 kV CC, chiamate ultra-alte.

La costruzione di linee elettriche ad altissima tensione ha aperto prospettive entusiasmanti: la capacità di trasferire rapidamente, con perdite minime, elettricità e capacità per migliaia di chilometri dalle regioni del paese con surplus energetico a quelle carenti di energia.

Le prime linee elettriche "latitudinali" del mondo dovevano collegare insieme cinque sistemi energetici uniti dell'Unione Sovietica: Siberia, Kazakistan, Urali, Volga e Centro. La linea di trasmissione Siberia - Kazakistan - Ural è stata costruita e messa in funzione in più fasi.

Il 24 marzo 1977, il Comitato centrale del PCUS e il Consiglio dei ministri dell'URSS hanno adottato la risoluzione n. 243 "Sulla creazione del complesso di combustibili ed energia di Ekibastuz e sulla costruzione di una linea di trasmissione di potenza a 1500 kV CC Ekibastuz-Center". Questo decreto prevedeva uno sviluppo più efficiente del complesso di combustibili ed energia, l'attuazione del programma energetico dell'URSS, dove il Kazakistan avrebbe svolto uno dei ruoli chiave nel settore energetico sovietico nei prossimi anni. A quel tempo, il Kazakistan era al terzo posto tra le repubbliche dell'URSS per la produzione di elettricità.

Considerate le enormi riserve di carbone e l'entità della sua produzione, si è deciso di costruire grandi centrali termiche a Ekibastuz nelle immediate vicinanze delle miniere per ridurre al minimo i costi di trasporto del carbone. Con la messa in servizio di unità di potenza presso il GRES in costruzione, il Kazakistan non solo ha fornito completamente elettricità all'economia nazionale della repubblica, ma ha anche avuto l'opportunità di trasferire elettricità in altre regioni dell'ex Unione Sovietica.

A tal fine, è stato deciso di costruire linee elettriche da 500 kV e un'unica linea di trasmissione elettrica Ekibastuz-Ural in corrente alternata da 1150 kilovolt con una lunghezza di 900 km con sottostazioni a Ekibastuz, Kokchetav, Kustanai e la sezione Kustanai-Chelyabinsk di 300 km di lunghezza , con utilizzo temporaneo per tensione 500 kV.

Lo studio di fattibilità della trasmissione di potenza 1150 è stato effettuato dal dipartimento di trasmissione a lunga distanza dell'Istituto Energosetproekt. L'elaborazione delle stime progettuali è stata effettuata dallo stesso istituto.

L'appaltatore generale per la costruzione della linea di trasmissione di energia era il trust Spetssetstroy per VN-1150 kV. Per la costruzione di strutture presso la sottostazione Ekibastuzskaya a 1150 kV - il trust Ekibastuzenergostroy. Per la costruzione di sottostazioni a Kokchetav, Kustanai e Chelyabinsk - il trust Yuzhuralenergostroy.

Decine di centri di ricerca e istituti sono stati impegnati nello sviluppo di apparecchiature per una trasmissione di potenza unica. Ad esempio, gli autotrasformatori AODTsT-66700 sono stati progettati e prodotti da NPO Zaporozhtransformator. I reattori shunt RODTs-300000/1150 - L'impianto di Mosca "Electrosila", gli interruttori dell'aria VNV-1150 sono stati sviluppati da NPO Uralelectrotyazhmash. Il filo cavo per la disposizione delle sbarre delle apparecchiature ORU-1150 è stato prodotto dallo stabilimento elettrotecnico di Mosca dell'Accademia delle scienze dell'URSS in collaborazione con istituti, ingegneri energetici e lavoratori di altre industrie. Per la trasmissione di potenza, sono state create nuove classi di materiali di contatto e isolanti, apparecchiature di protezione relè, apparecchiature di automazione e comunicazione, progettate per il funzionamento senza problemi ea lungo termine di unità e assiemi sotto carichi estremamente elevati.

La costruzione della linea aerea a 1150 kV è stata eseguita da più colonne meccaniche mobili ed è stata anticipata rispetto alla costruzione delle sottostazioni. La costruzione della prima delle quattro sottostazioni è iniziata dall'appaltatore generale di SUEPK, capo Yu.A. Kazantsev Per aumentare l'industrializzazione e ridurre i tempi di costruzione, gli istituti di design hanno adottato progetti migliorati con l'assemblaggio di singole unità nei siti di assemblaggio.

La pratica esistente di costruzione della sottostazione presso le strutture della sottostazione da 1150 kV era inaccettabile, poiché le apparecchiature elettriche piene di olio montate sul sito pesavano più di 500 tonnellate. Le strutture metalliche dei portali lineari e cellulari pesavano fino a 30 tonnellate e venivano montate ad un'altezza di 40 metri o più con dimensioni significative.

A quel tempo, gli appaltatori per la loro installazione utilizzavano attrezzature di sollevamento mobili avanzate, gru "Kato", "Dnepr", "Yanvarets", DEK-50, piattaforme aeree "Magirus-Bronto-33", AGP-22, ecc.

Utilizzando la tecnica di cui sopra nelle condizioni anguste del sito, i costruttori e gli installatori dovevano essere intelligenti per organizzare il funzionamento senza problemi dei meccanismi.

Con una grande concentrazione di meccanismi nei cantieri, è stato applicato con successo un circuito ad anello di alimentazione temporanea, escludendo la disconnessione e il danneggiamento delle linee durante lo spostamento dei meccanismi.

Per coordinare le attività di cui sopra a Ekibastuz, ha lavorato un gruppo di progettazione dettagliata della filiale di Odessa dell'Istituto Orgenergostroy (guidato da V.Kh. Kim), che ha sviluppato progetti per la produzione di lavori sui processi tecnologici di installazione di strutture e attrezzature edili .

La sezione sotto la direzione di A.V. Musica del trust "Electrosredazmontazh". Tutte le apparecchiature a olio sono state installate e revisionate da
un complotto guidato da M.E. Semenov della stessa fiducia.

I lavori di costruzione e installazione per la posa di passerelle e canali per cavi, installazione di rack USO, sistemazione di strade e incroci sono stati eseguiti da SUEPK (direttore di sezione V.I. Veselov).

In termini di attrezzatura tecnica, il primogenito dell'industria dell'energia ad altissima tensione del Kazakistan, la sottostazione da 1150 kV, era una struttura unica che non aveva analoghi al mondo. L'apparecchiatura stessa della sottostazione da 1150 kV era considerata tecnicamente difficile da utilizzare e richiedeva conoscenze speciali da parte del personale operativo e un'attitudine speciale al proprio lavoro. Erano queste qualità che Yu.N. Pakulin, capo della sottostazione, L.R. Besedin, vice capo della sottostazione, G.I. Pilyugin, riparatore di interruttori automatici. Personale operativo dispacciamento - N.I. Tokmantsec, I.P. Dolgov, E.N. obko, A.V. Aksinyin. I principali ingegneri del gruppo protezione relè e automazione A.N. Yukhno, I.T. Fink, K. Ergaliev - installatore elettrico per la revisione e la regolazione di apparecchiature riempite d'olio, ecc. Il lavoro ininterrotto degli appaltatori impiegati 24 ore su 24 è stato diretto dal quartier generale della costruzione guidato da M. Barkovsky, ingegnere capo del trust Ekibastuzenergostroy.

Durante il periodo di pre-lancio, per lungo tempo, un gruppo di importanti specialisti dell'associazione, guidato dall'ingegnere capo della Dalnie Elektroperebachi PO, O.A. Nikitin. Dopo quattro anni di duro lavoro di molte organizzazioni di appaltatori, commissioning e patrocinio coinvolte nella creazione di una sottostazione unica, negli ultimi giorni di luglio 1985, per la prima volta nella pratica mondiale, è stata applicata tensione all'attrezzatura unica dell'Ekibastuz Sottostazione 1150 kV, destinata alla trasmissione di energia elettrica lungo la linea Ekibastuz-Ural alle sottostazioni di Kokchetav | Sono iniziati i test industriali della prima fase del più grande ponte elettrico.

Per la prima volta nella pratica mondiale del consumo industriale, è stata ottenuta una potenza CA ad altissima tensione di 1150 kV.

In onore di questo evento si è svolto un raduno sul territorio della sottostazione 1150 kV con la partecipazione del pubblico cittadino.

L'immagine mostra il momento in cui la chiave simbolica è stata consegnata dai costruttori agli operatori. Foto di B. KIRICHEK, un partecipante alla costruzione della trasmissione di corrente alternata da 1150 kV Ekibastuz-Ural.

Così nel 1987 fu messa in servizio una sezione di questa linea da Ekibastuz a Chebarkul con una lunghezza di 432 chilometri ad un livello di tensione di 1150 kV. Nessun'altra linea al mondo è in grado di funzionare a tensioni così elevate. Il sito doveva fornire energia dai due Ekibastuz GRES costruiti alla sottostazione da 1150 kV a Chebarkul. Nome della spedizione: Kostanay-Chelyabinsk. La capacità di throughput della linea ha raggiunto i 5500 MW.

La linea di trasmissione da Ekibastuz attraverso Kokchetayev e Kustanai fino a Chelyabinsk, la linea di trasmissione 1150 collegava i sistemi energetici del Kazakistan e della Russia. L'altezza media dei sostegni di linea è di 45 metri. Il peso dei conduttori è di circa 50 tonnellate.

L'esclusiva linea di trasmissione ad alta tensione "Siberia-Center" con una tensione di progetto di 1150 kV è costata al paese 1,3 trilioni. rubli. Contemporaneamente è proseguita la costruzione di una linea di trasmissione di potenza a 1500 kV DC Ekibastuz - Center.

Sul territorio del Kazakistan, la linea di trasmissione di potenza da 1150 kV Ekibastuz-Kokchetav-Kustanai ha funzionato a una tensione nominale di 1150 kV dal 1988 al 1991.

Il completamento della costruzione delle linee di trasmissione "latitudinali" da 1150 e 1500 kV era previsto nel 1995, tuttavia, a causa del crollo dell'URSS, il progetto rimase incompiuto. La maggior parte della linea è finita “all'estero”, poiché circa 1400 dei 1900 km della linea Barnaul-Ekibastuz-Kokchetav-Kustanai-Chelyabinsk si trovano in Kazakistan.

“La linea è stata costruita, ma non è stato necessario utilizzarla, avendo recuperato i soldi spesi. All'inizio, durante il crollo dell'URSS, entrambe le centrali elettriche di Ekibastuz smisero di funzionare, furono vendute agli americani infatti come rottami metallici. Quindi la linea è stata smantellata nella sezione che passa attraverso il Kazakistan. E la sezione da Petropavlovsk a Chebarkul funziona con una tensione di 500 kilovolt ed è praticamente scarica. Ma gli occhiali di supporto sono in piedi. "

Vice Governatore di Chelyabenergo Vladimir Mikhailovich Kozlov

Nel 2012, Oleg Deripaska ha annunciato l'intenzione di En+ di rilanciare il progetto per la costruzione di un ponte energetico Siberia - Kazakistan - Ural sulla base di una linea di trasmissione ad altissima tensione.

Un bel giorno di maggio ho avuto l'opportunità di visitare uno dei più ambiziosi attraversamenti di linee elettriche del mondo. Si tratta degli attraversamenti di linee ad alta tensione da 330 kV e 750 kV attraverso il bacino artificiale di Kakhovskoye, in Ucraina.

Arrivato sul posto, ho prima di tutto rimosso i supporti intermedi, nei campi oltre Ilyinka. È stata una sorta di "accelerazione" prima della sessione fotografica dei supporti giganti di transizione, che mi ha attirato dal lato del serbatoio)

Per prima cosa ho rimosso i supporti di due linee di trasmissione a 330kV a circuito singolo. I supporti erano in cemento armato a forma di U, con collegamenti interni - PVS. Nella foto, questi supporti sono catturati sullo sfondo di un campo giallo con semi di colza.

Parallelamente alla linea da 330 kV, passava da Ilyinka una linea di trasmissione di potenza da 750 kV. Mi è piaciuto particolarmente il palo intermedio da 750 kV, che era molto elegante.

Se il supporto intermedio di una linea di trasmissione di potenza da 750 kV sembra abbastanza elegante, come una giraffa, i supporti di ancoraggio di questa linea sono larghi e ben tagliati rispetto ad esso. Fu vicino a questo supporto che iniziai ad "ascoltare" la linea. Tutti sanno che le linee elettriche ronzano o si spezzano e di solito maggiore è la classe di tensione, più forte è il rumore. Mi sono ricordato che le linee di trasmissione da 750 kV ronzavano rumorosamente, ma con mia grande sorpresa ho trovato un silenzio assoluto sotto la linea - assolutamente niente, la linea di trasmissione chiaramente non funzionava! E le linee di trasmissione a 330 kV nelle vicinanze si spezzavano abbastanza duramente.

Quindi, ho realizzato il supporto dell'ancora della linea di trasmissione di potenza da 750 kV per "trattenere" il sole sui miei fili)))

Ora ho dovuto trasferirmi sui supporti di transizione che si potevano vedere all'orizzonte, sulla strada per raggiungerli ho rimosso diversi supporti da 330 kV e 750 kV.

È stato qui che ho incontrato per la prima volta pali del tipo "a vetro" su una linea da 330 kV, nel tipo erano simili ai vetri delle linee da 500 kV.

Togliendo gli occhiali, ho sorpreso un po' i giardinieri locali; tuttavia, non tutti i giorni una persona con una macchina fotografica si precipita per il campo tra i supporti e li toglie in tutte le pose. Non appena mi sono distratto dagli occhiali, sono passato immediatamente a un supporto terminale simile a un mostro per una linea di trasmissione di potenza a 330 kV, secondo me, i commenti sono generalmente superflui qui: questa è potenza nella sua forma più pura.

Ad essere onesti, pochi tipi di supporti mi hanno fatto sentire così. Il crepitio sotto era inimmaginabile. I fili sembravano correre lungo il terreno. Colpito dalla mole di questo mostro!

Se ne avessi l'opportunità, sceglierei una foto di dove mi trovo sullo sfondo di questo supporto per il mio passaporto ;-)

La torre terminale a 330 kV è stata l'antesignana della traversata sul "mare". Alla fine ho scattato la prima foto dei supporti di transizione.

E ora sulla storia della creazione di transizioni. Negli anni '70 del secolo scorso, nel sud della regione di Zaporozhye, sulla riva sinistra del bacino idrico di Kakhovskoye, è stata costruita la centrale elettrica del distretto statale di Zaporozhye con una capacità di 3 milioni e 600 mila kW. Economicamente, era necessario costruire due linee di trasmissione di energia con una tensione di 330 kV, al distretto energetico di Nikopol, situato sulla riva destra del bacino. L'attraversamento di linee attraverso aree d'acqua di tale lunghezza nell'Unione Sovietica non era mai stato costruito prima.

Per il primo attraversamento in costruzione (330 kV), i progettisti hanno scelto l'opzione della linea aerea (l'opzione del cavo sottomarino era poco redditizia, difficile da costruire e gestire). La lunghezza della transizione tra i supporti di transizione estremi era di 5,15 km (!), E direttamente sopra l'acqua - 4,6 km. Il passaggio è stato effettuato a doppio circuito.

Supporto alla transizione costiera per la linea di trasmissione di potenza 330kV

All'incrocio a 330 kV sono stati installati sette supporti di transizione di tipo ancora con un'altezza di 90 e 100 metri, di cui cinque installati nell'area dell'acqua del serbatoio. La transizione è adottata secondo lo schema K-A-A-A-A-A-A-A-K (K - supporto terminale, A - ancoraggio). Le lunghezze della campata delle linee di trasmissione di potenza da 330 kV sono 810 - 920 m. I supporti del tipo a torre a doppio circuito sono realizzati in acciaio angolare zincato.

I supporti sono dotati di scale, piattaforme e scale recintate su traverse e il supporto può essere facilmente salito - le scale scendono direttamente a terra, a differenza della maggior parte degli altri attraversamenti, dove le scale di solito non raggiungono il suolo 2-3 metri per ridurre la tentazione dei "turisti" salire sull'albero. In questo caso, a quanto pare, il ruolo è stato svolto dal territorio scarsamente popolato.

La massa del supporto di cento metri è di 290 tonnellate e il supporto di novanta metri è di 260 tonnellate. Esternamente, entrambi i tipi di supporti sono molto simili, puoi notare le differenze solo esaminandoli attentamente.

La più grande difficoltà è stata la costruzione delle fondamenta di questi supporti sul territorio del bacino. L'installazione di supporti di transizione nell'area dell'acqua è un compito molto difficile che richiede una disposizione speciale del sito di fondazione con ancoraggi temporanei e meccanismi di sollevamento. Pertanto, per la prima volta nella pratica della costruzione di linee elettriche (sia nel nostro paese che all'estero), si è deciso di costruire l'attraversamento con il metodo galleggiante. Pertanto, in una fossa speciale: il molo, sono state costruite fondamenta galleggianti e su di esse sono stati montati supporti di transizione. Le fondazioni galleggianti erano realizzate cave, di elementi in cemento armato a parete sottile e, di fatto, erano enormi galleggianti.

Per garantirne la galleggiabilità, la fondazione è stata assemblata da un fondo a tenuta stagna, paratie laterali esterne e interne, suddividendo la parte interna della fondazione in 8 vani zavorra isolati tra loro, oltre ad un vano attrezzature e un vano centrale di distribuzione. Questo progetto garantiva l'inaffondabilità della fondazione e l'accuratezza del suo zavorramento, nonché la necessaria stabilità durante il periodo di rimorchio da parte delle navi.

Dopo il completamento dei lavori di costruzione delle fondamenta e l'installazione di supporti di transizione su di esse, la fossa è stata riempita d'acqua fino al segno del bacino idrico di Kakhovskoye. Quando le pietre sono state aperte, i compartimenti interni delle fondamenta sono stati riempiti d'acqua allo stesso tempo. Successivamente, il cofferdam che separa il pit-dock e il bacino idrico di Kakhovskoye è stato smantellato (il processo è mostrato nella foto).

In alternativa, con le pietre del re chiuse, da ciascuna fondazione, potenti pompe sono state pompate fuori dall'acqua e, dopo la sua ascesa, è stato effettuato il traino al sito di installazione sul percorso di attraversamento. Il rimorchio delle torri lungo il bacino e i lavori per la loro installazione sono stati eseguiti utilizzando cinque motonavi da rimorchio: due navi guida (con una capacità di 1200 CV); due laterali (300 CV) e uno posteriore (freno) 600 CV La consegna di tutti e cinque i sistemi di supporto delle fondazioni è stata completata in 12 giorni. Dopo che le fondamenta sono state consegnate al luogo di destinazione, i compartimenti sono stati nuovamente allagati, per cui le fondamenta si sono posate nel luogo richiesto sul fondo del serbatoio.

La transizione delle linee di trasmissione 330 kV (L243 / 244) è stata messa in funzione nel 1977. Nel 1984, per l'uscita della potenza della centrale nucleare di Zaporizhzhya dalla stessa composizione delle organizzazioni di costruzione e installazione, con un metodo galleggiante simile, è stata costruita una transizione a circuito singolo della linea da 750 kV "Zaporozhye NPP - 750 kV Dneprovskaya SS" (una potente sottostazione elettrica vicino a Volnogorsk, vedere http://io.ua/s75116).

Puntelli del bacino

Il cancello di attraversamento per una linea da 750 kV più potente è stato selezionato nell'area della centrale elettrica del distretto statale di Zaporozhye, parallela all'attraversamento esistente della linea aerea da 330 kV, a una distanza di 350 m a monte. Al momento di decidere la costruzione di una linea aerea da 750 kV che attraversa il bacino idrico di Kakhovskoye - una struttura unica in termini di dimensioni e capacità della linea - l'esperienza di progettazione e costruzione dell'attraversamento della linea a 330 kV ha giocato un ruolo importante. La transizione è stata realizzata a circuito singolo secondo lo schema K-P-P-A-P-P-K; di cinque supporti di transizione, di cui tre supporti sono installati nell'area dell'acqua del serbatoio. Anche i supporti per il passaggio di questa linea sono zincati.

I sostegni intermedi di transizione alti 126 m pesano ciascuno 375 tonnellate. Il supporto dell'ancora alto 100 m pesa 350 tonnellate Le lunghezze delle luci di transizione sono 1215-1350 metri. I cavi sono stati installati utilizzando chiatte mobili e rimorchiatori senza abbassarli sul fondo del serbatoio per evitare danni. La transizione della linea da 750 kV è stata messa in funzione nel 1984.

Supporto banchina di transizione 750kV.

Testa palo 750kV

Fondazione del palo 750kV

Scala per il supporto transitorio della linea di trasmissione di potenza 750kV

Gigantesca torre di transizione costiera n. 26 della linea di trasmissione 750kV