Russia
In Russia sono state sviluppate due serie di tensioni nominali, che includono linee sia ad altissima che ad altissima tensione. La prima scala è 110-150-330-750 kV, la seconda è 110-220-500-1150 kV.
Ciascuna delle fasi successive di queste scale è circa 2 volte superiore alla precedente, il che consente di aumentare la capacità di trasmissione di circa 4 volte.
Queste scale di tensione hanno i loro campi di applicazione. La prima scala si è diffusa nelle regioni nord-occidentali della Russia, della Carelia, della penisola di Kola e del Caucaso settentrionale. I collegamenti del sistema unito del Nord-Ovest con il sistema elettrico di Kola sono realizzati a una tensione di 330 kV, l'IES del Nord-Ovest con l'IES del Centro - a una tensione di 750 kV.
La seconda scala di stress viene utilizzata nel centro della Russia e nelle regioni situate a est di Mosca. Nella Zona Centrale, queste due scale a volte si sovrappongono (linee da 500 e 750 kV). Allo stesso tempo ad est di Mosca, compresa la Siberia e Lontano est, viene utilizzata solo la seconda scala di tensione. Questa divisione delle due scale per territori diversi ha i suoi vantaggi dal punto di vista del funzionamento dell'economia di rete.
Stati Uniti d'America
Le prime linee di trasmissione di potenza con una tensione di 110 kV furono costruite negli Stati Uniti nel 1910, 220 kV - nel 1922, e poi apparvero una serie di altre tensioni nominali, dovute a grande quantità aziende produttrici di apparecchiature elettriche. Negli anni '50 furono gestite linee da 345 kV, nel 1965 fu attivata la prima linea da 500 kV, nel 1969 - una linea da 765 kV e nel 1970 una linea di trasmissione di potenza DC ± 400 kV con una lunghezza di 1400 km ( trasmissione del Pacifico) , passando lungo la costa occidentale degli Stati Uniti. Nonostante la diversità delle tensioni nominali in questo paese, si possono distinguere due scale, che hanno i loro campi di applicazione. La prima scala comprende tensioni di 138-345-765 kV ed è utilizzata nel sud-ovest, nel centro e nel nord del paese, la seconda - tensioni di 115-230-500 kV ed è utilizzata principalmente nell'ovest e sud-est degli Stati Uniti.
Negli Stati Uniti ci sono un certo numero di sistemi energetici interconnessi, che includono singole compagnie elettriche, di cui ce ne sono più di mille. Alcuni di questi cluster sono controllati da un'unica sala di controllo, altri semplicemente funzionano in parallelo per coordinare la condivisione del carico e il controllo della frequenza. Il ruolo delle connessioni intersistemiche e delle linee dorsali è svolto dalle linee 345-765 kV. Sono in corso i lavori per la realizzazione di apparati per linee di trasmissione a 1600 kV.
Nel nord, la rete degli Stati Uniti ha forti collegamenti con il Canada, tra cui diverse linee da 765 kV nella parte orientale del confine, diverse linee da 500 kV nella parte occidentale del confine e tre collegamenti CC.
Negli anni '90 del secolo scorso è stata costruita una trasmissione in corrente continua multi-sottostazione dal Canada agli Stati Uniti (1486 km, ± 400 kV, 2000 MW) da La Grande HPP in Quebec (Canada) a Boston (USA). Questa trasmissione ha cinque stazioni di conversione, tre delle quali si trovano in Canada e due negli Stati Uniti. Oltre a questa linea di trasmissione, negli Stati Uniti ci sono altre tre linee di trasmissione e otto collegamenti CC.
Nel sud, la rete elettrica degli Stati Uniti è collegata con linee a 230-345 kV alla rete elettrica messicana. Le reti elettriche in Canada, Stati Uniti e Messico operano in parallelo.
Europa occidentale
Nell'Europa occidentale esiste l'interconnessione elettrica UCPTE, che comprende 12 paesi, a cui sono ora collegati i paesi dell'Europa orientale. I paesi nordici hanno istituito la rete elettrica del Sistema Nordel, che comprende Svezia, Norvegia, Finlandia e Danimarca. Anglin Power System opera in parallelo con UCPTE tramite una linea di trasmissione DC sottomarina. Linee di trasmissione simili collegano anche le reti elettriche di Svezia, Danimarca e Germania con le reti elettriche di Svezia e Finlandia. La Russia è collegata al sistema Nordel tramite un collegamento CC da 1420 MW a Vyborg. Si prevede di costruire una linea sottomarina in corrente continua lunga 724 km dalla Gran Bretagna alla Norvegia con una capacità di 800 MW.
Le principali linee dorsali corrente alternata nei paesi dell'Europa occidentale che fanno parte dell'UCPTE sono presenti linee a 380-420 kV. Le linee da 230 kV e le linee da 110-150 kV fungono da reti di distribuzione. Le tensioni di 500 e 750 kV non sono utilizzate in Europa occidentale, ma in Francia, a causa dell'aumento dei carichi, è stato sviluppato un progetto per la costruzione di linee da 750 kV. Allo stesso tempo, dovrebbe utilizzare linee da 380 kV di nuova costruzione con due fili in fase su supporti a doppio circuito per sospendere un circuito da 750 kV con gli stessi fili.
Canada
Nella parte orientale del paese c'è una rete abbastanza diffusa con una tensione di 735 kV, nella parte occidentale - 500 kV. Lo sviluppo della rete a 735 kV è determinato dalla necessità di fornire energia a una delle più grandi centrali idroelettriche del mondo sul fiume. Churchill con una capacità di 5,2 GW, oltre a una cascata di centrali idroelettriche sul fiume. San Lorenzo. Per l'uscita della potenza della centrale idroelettrica sul fiume. Nelson ha realizzato una linea di trasmissione in corrente continua Nelson River - Winnipeg - 800 km di trasmissione a doppio circuito: il primo circuito su valvole al mercurio (± 450 kV, 1620 MW), il secondo circuito su valvole a tiristori ad alta tensione (± 500 kV, 2000 MW ). Inoltre, è presente un DC link Il River da 320 MW progettato per collegare i sistemi energetici del Canada e degli Stati Uniti. Sulla costa occidentale
Il Canada ha stabilito una trasmissione sottomarina dalla terraferma a circa. Vancouver, con due cavi AC (138 kV, 120 MW) e due cavi DC (+ 260 + 280 kV, 370 MW). Esiste anche un DC link Shategei (1000 MW) che collega la rete 735 kV in Canada e la rete 765 kV negli USA.
Le reti da 500 kV sviluppate nel Canada occidentale collegano grandi centrali elettriche e nodi di carico nelle aree industriali delle province occidentali. I sistemi energetici delle parti orientale e occidentale del Canada non hanno un collegamento diretto, poiché sono separati da catene montuose. La comunicazione avviene attraverso la rete elettrica statunitense. Ci sono interconnessioni a 500 kV tra i sistemi energetici del Canada e degli Stati Uniti nella parte occidentale di questi paesi.
Pertanto, ci sono due principali reti elettriche negli Stati Uniti settentrionali e nel Canada meridionale: le reti elettriche degli Stati Uniti nordorientali e del Canada sudorientale e le reti elettriche degli Stati Uniti nordoccidentali e del Canada sudoccidentale.
Messico, Centro e Sud America
Il sistema di potere del Messico è sproporzionatamente meno potente del sistema di potere degli Stati Uniti. La rete principale in Messico è formata a tensioni di 220 e 400 kV.
I paesi dell'America Centrale (Panama, Costa Rica, Honduras, Nicaragua) formano una regione energeticamente isolata con una piccola capacità totale di centrali elettriche (3-4 GW). Ci sono collegamenti interstatali 230 kV. Attualmente, la Central American Energy Association viene creata sulla base della costruzione di linee 230-500 kV.
Tra i paesi del Sud America, Brasile (54%), Argentina (20%) e Venezuela (10%) hanno il potenziale energetico più potente. Il resto ricade su altri paesi del continente. Allo stesso tempo, la rete elettrica argentina è la più grande del Sud America. La tensione più alta delle reti in Argentina è di 500 kV, la lunghezza totale delle linee di questa classe di tensione è di circa 10 mila km.
La più alta tensione delle reti elettriche in Brasile è di 765 kV. C'è anche una rete di linea da 500 kV, linee separate da 400 kV e una rete da 345 kV. Il Brasile gestisce una linea di trasmissione in corrente continua dalla più grande centrale idroelettrica del mondo, Itaipu, all'area di San Paolo. Questa trasmissione di potenza ha due valori con una tensione di ± 600 kV, la sua lunghezza è di oltre 800 km e la capacità totale trasmessa è di 6300 MW.
La più alta tensione delle reti in Venezuela è 400 kV. Nel resto dei paesi di questo continente - 220 kV. Ci sono una serie di interconnessioni a 220 kV.
La diffusa interconnessione dei sistemi energetici in Sud America è ostacolata dalle diverse frequenze nominali dei singoli paesi: 50 e 60 Hz. Ci sono due collegamenti CC. Uno con una capacità di 50 MW tra le reti del Paraguay e del Brasile, l'altro con una capacità di 2000 MW tra le reti del Brasile e dell'Argentina.
Africa
Con una vasta area del continente, la capacità totale delle centrali elettriche è relativamente piccola. Circa la metà sono concentrati in Sudafrica e oltre il 10% in Egitto, il resto in altri Paesi del continente. Con capacità energetiche relativamente modeste, nei sistemi energetici africani vengono utilizzate tensioni piuttosto elevate, il che si spiega con la lontananza delle fonti energetiche dai centri di consumo. In Egitto viene utilizzata una tensione di 500 kV, in Sud Africa - 400 kV, Nigeria, Zambia e Zimbabwe - 330 kV, in altri paesi 220-230 kV. Nel continente sono state realizzate due potenti linee di trasmissione in corrente continua per centrali idroelettriche: Inga - Shaba, che collega le due regioni più sviluppate, ma isolate dello Zaire, e la centrale idroelettrica di Kabora Bassa (Mozambico) - Apolo (Sud Africa).
Asia (escluso CSI)
Per questa regione, a causa della mancanza di sufficienti informazioni complete possono essere fornite solo le informazioni più generali. La più alta tensione delle linee dorsali in India, Turchia, Iraq, Iran - 400 kV, in Cina, Pakistan, Giappone - 500 kV. In India e Cina, viene prestata molta attenzione alla trasmissione di potenza e ai collegamenti CC. In questi paesi sono già state costruite diverse linee di trasmissione di potenza e inserti CC e si prevede di aumentarne il numero ed eseguire tutti i collegamenti intersistemici CC.
Tra i sistemi energetici dell'Asia, le posizioni di primo piano sono occupate dai sistemi energetici del Giappone e del Sud Koren. La dorsale della rete dorsale del Giappone è costituita da linee da 275 e 500 kV. Quasi tutte le linee da 500 kV sono a doppio circuito. Per trasferire elettricità nella regione di Tokyo da una grande centrale nucleare, è stata costruita una linea di trasmissione di potenza da 1100 kV con una lunghezza di 250 km. Questa linea è costruita su supporti a doppio circuito fino a 120 m di altezza, che è determinata dai requisiti ambientali. Attualmente sull'isola è in costruzione una linea ad anello da 1100 kV. Honshu.
La difficoltà nel creare un sistema energetico unificato di questo paese è la presenza di diverse frequenze nominali (50 e 60 Hz) nelle parti settentrionale e meridionale del Giappone. Il confine tra queste parti corre lungo circa. Honshu. Per la comunicazione tra di loro sono stati costruiti due inserti in corrente continua da 300 MW ciascuno. Inoltre, le due isole - Hokkaido e Honshu - sono collegate da una linea aerea di trasmissione di energia in corrente continua (600 MW, ± 250 kV).
La rete dorsale della Corea del Sud ha una tensione di 345 kV. A causa delle ridotte dimensioni del territorio di questo stato, le linee elettriche sono corte. La lunghezza totale delle linee da 345 kV che corrono in direzione meridionale è di poco superiore ai 300 km. La lunghezza totale delle linee che passano in direzione latitudinale è approssimativamente la stessa. I percorsi di queste linee, di regola, passano attraverso territori non interessati dall'attività economica, che nelle condizioni della Corea del Sud è di grande difficoltà. A causa dell'aumento del carico è in fase di realizzazione una linea a 765 kV, che richiede anche il superamento di difficoltà di posa del tracciato.
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 tra loro cinque sistemi di alimentazione interconnessi Unione Sovietica- Siberia, Kazakistan, Urali, Volga, 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 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 il suo 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, nuove classi di materiali di contatto e isolanti, apparecchiature protezione relè, automazione e comunicazione, progettati per un funzionamento senza problemi ea lungo termine di unità e assiemi a 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 di installazione tecnologica strutture edilizie e attrezzature.
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 presso la sottostazione da 1150 kV è stata considerata tecnicamente difficile da utilizzare e richiesta dal personale operativo conoscenza speciale e un atteggiamento speciale verso il loro 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 | Cominciato test industriale la prima tappa del più grande ponte energetico.
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 commissionata una sezione di questa linea da Ekibastuz a Chebarkul con una lunghezza di 432 chilometri a 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. Larghezza di banda la 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" di 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.
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Uno dei pilastri della civiltà moderna è l'alimentazione. Il ruolo chiave in esso è giocato dalle linee elettriche - linee elettriche. Indipendentemente dalla lontananza delle capacità di generazione dei consumatori finali, sono necessari lunghi conduttori che li colleghino. Successivamente, parleremo più in dettaglio di cosa sono questi conduttori, denominati linee elettriche.
Cosa sono le linee elettriche aeree
I fili collegati ai supporti sono linee elettriche aeree. Oggi sono stati padroneggiati due metodi di trasmissione di potenza su lunghe distanze. Si basano su tensioni AC e DC. Trasmissione elettrica quando tensione costanteè ancora meno comune rispetto a tensione alternata... Questo perché la corrente continua non si genera da sola, ma deriva dalla corrente alternata.
Per questo motivo aggiuntivo auto elettrica... E hanno iniziato ad apparire relativamente di recente, poiché si basano su potenti dispositivi a semiconduttore. Tali semiconduttori sono apparsi solo 20-30 anni fa, cioè approssimativamente negli anni '90 del ventesimo secolo. Di conseguenza, fino a quel momento, erano già stati costruiti in un largo numero Linee di alimentazione CA. Le differenze tra le linee elettriche sono mostrate nello schema seguente.
Le maggiori perdite sono causate da resistenza attiva materiale del filo. In questo caso, non importa quale sia la corrente continua o alternata. Per superarli, la tensione all'inizio del trasferimento viene aumentata il più possibile. Il livello di un milione di volt è già stato superato. Il generatore G alimenta le linee di alimentazione CA attraverso il trasformatore T1. E alla fine del trasferimento, la tensione scende. La linea di alimentazione alimenta il carico H tramite il trasformatore T2. Il trasformatore è lo strumento di conversione della tensione più semplice e affidabile.
È probabile che un lettore che non ha familiarità con l'alimentazione abbia una domanda sul significato della trasmissione di potenza in corrente continua. E le ragioni sono puramente economiche: la trasmissione di elettricità in corrente continua proprio nella linea di trasmissione stessa offre grandi risparmi:
- Il generatore genera una tensione trifase. Pertanto, sono sempre necessari tre fili per l'alimentazione CA. E con la corrente continua, tutta la potenza delle tre fasi può essere trasmessa attraverso due fili. E quando si usa la terra come conduttore, un filo alla volta. Di conseguenza, il risparmio sui soli materiali si triplica a favore delle linee di trasmissione in corrente continua.
- Elettricità della rete corrente alternata quando combinati in uno sistema comune deve avere la stessa fase (sincronizzazione). Significa che valore istantaneo la tensione nelle reti elettriche collegate deve essere la stessa. In caso contrario, vi sarà una differenza di potenziale tra le fasi collegate delle reti elettriche. Come conseguenza del collegamento senza fasatura, un incidente paragonabile a corto circuito... Non è affatto tipico delle reti elettriche CC. Solo per loro tensione effettiva al momento della connessione.
- Per circuiti elettrici funzionanti in corrente alternata sono caratterizzati dall'impedenza, che è correlata all'induttanza e alla capacità. C'è anche l'impedenza per le linee di trasmissione AC. Più lunga è la linea, maggiore è l'impedenza e le perdite ad essa associate. Per i circuiti elettrici a corrente continua non esiste il concetto di impedenza, così come le perdite associate a un cambiamento nella direzione del movimento di una corrente elettrica.
- Come già accennato nel paragrafo 2, la sincronizzazione dei generatori è necessaria per la stabilità del sistema di alimentazione. Ma cosa più sistema funzionando in corrente alternata e, di conseguenza, il numero di generatori elettrici, più è difficile sincronizzarli. E per i sistemi di alimentazione CC, qualsiasi numero di generatori funzionerà bene.
A causa del fatto che oggi non esistono semiconduttori sufficientemente potenti o altri sistemi per la conversione di tensione sufficientemente efficienti e affidabili, la maggior parte delle linee di trasmissione funziona ancora con corrente alternata. Per questo motivo, oltre ci soffermeremo solo su di loro.
Un altro punto nella classificazione delle linee elettriche è il loro scopo. A questo proposito le linee si dividono in
- ultra-lungo raggio,
- tronco,
- distribuzione.
Il loro design è fondamentalmente diverso a causa dei diversi valori di tensione. Quindi, nelle linee elettriche a lunghissima distanza, che sono la spina dorsale, vengono utilizzate le tensioni più elevate esistenti nell'attuale fase di sviluppo della tecnologia. Il valore di 500 kV è il minimo per loro. Ciò è dovuto alla distanza significativa l'una dall'altra potenti centrali elettriche, ognuna delle quali è la base di un sistema di alimentazione separato.
Ha il suo rete di distribuzione, il cui compito è quello di fornire grandi gruppi consumatori finali. Sono collegati a sottostazioni di distribuzione a 220 o 330 kV sul lato alto. Queste sottostazioni sono gli utenti finali per le linee di trasmissione trunk. Poiché il flusso di energia è già arrivato molto vicino agli insediamenti, la tensione deve essere ridotta.
L'elettricità è distribuita da linee di trasmissione di potenza, la cui tensione è di 20 e 35 kV per il settore residenziale, nonché di 110 e 150 kV per potenti impianti industriali. Il prossimo punto sulla classificazione delle linee elettriche è per classe di tensione. Su questa base, le linee elettriche possono essere identificate visivamente. Per ogni classe di tensione sono caratteristici i corrispondenti isolatori. Il loro design è una sorta di certificazione per la linea elettrica. Gli isolanti sono realizzati aumentando il numero di tazze di ceramica in base alla tensione crescente. E le sue classi in kilovolt (comprese le tensioni tra le fasi, adottate per i paesi della CSI) sono le seguenti:
- 1 (380V);
- 35 (6, 10, 20);
- 110…220;
- 330…750 (500);
- 750 (1150).
Oltre agli isolanti, caratteristiche distintive sono i fili. Con l'aumento della tensione, l'effetto di una scarica elettrica a corona si manifesta sempre più. Questo fenomeno drena energia e riduce l'efficienza dell'alimentatore. Pertanto, per indebolire la scarica corona con l'aumentare della tensione, a partire da 220 kV, vengono utilizzati fili paralleli, uno ogni circa 100 kV. Alcune delle linee aeree (OHL) di diverse classi di tensione sono mostrate di seguito nelle immagini:
Supporti della linea elettrica e altri elementi visibili
Affinché il filo possa essere tenuto saldamente, vengono utilizzati supporti. Nel caso più semplice, questi sono pali di legno. Ma questo design è applicabile solo a linee fino a 35 kV. E con l'aumento del valore del legno in questa classe di sollecitazione, vengono utilizzati sempre di più i supporti in cemento armato. All'aumentare della tensione, i fili devono essere alzati più in alto e la distanza tra le fasi deve essere maggiore. In confronto, i supporti assomigliano a questo:
In generale, i supporti sono un argomento separato piuttosto ampio. Per questo motivo, non approfondiremo qui i dettagli del tema dei supporti delle linee di trasmissione di potenza. Ma per mostrare brevemente e succintamente al lettore le sue basi, dimostreremo un'immagine:
In conclusione, informazioni sulle linee di trasmissione aeree, menzioneremo quegli elementi aggiuntivi che si trovano sui supporti e sono chiaramente visibili. Questo
- sistemi di protezione contro i fulmini,
- così come i reattori.
Oltre agli elementi elencati, molti altri sono utilizzati nelle linee elettriche. Ma lasciamoli fuori dall'ambito dell'articolo e passiamo ai cavi.
Linee via cavo
L'aria è un isolante. Le linee aeree si basano su questa proprietà. Ma ci sono altri materiali isolanti più efficaci. Il loro utilizzo può ridurre notevolmente la distanza tra i conduttori di fase. Ma il prezzo di un tale cavo risulta essere così alto che non si può parlare di usarlo al posto delle linee elettriche aeree. Per questo motivo i cavi vengono posati dove ci sono difficoltà con le linee aeree.
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.
Supporta da progetto individuale prodotto 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.
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 ...
Linee elettriche progettate per desertec: tre direzioni principali con una capacità di 3x10 gigawatt (nella foto una delle più versioni deboli con 3x5) e diversi cavi sottomarini.
Tuttavia, potenti linee di trasmissione di energia non sono apparse per caso nel progetto desertec (è divertente, tra l'altro, che l'area di terra sotto la linea di trasmissione di energia nel progetto si sia rivelata più dell'area di terra sotto il SES) - questo è uno di tecnologie chiave, che può consentire alla generazione di energia rinnovabile 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 del 30-40% del settore energetico europeo.
La sinergia reciproca tra linee di trasmissione transcontinentali e fonti di energia rinnovabile è 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 a una distanza di 1-2-3 mila chilometri l'uno dall'altro distruggono correlazione incrociata il livello di produzione (pericolosa per cali generali) ed 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, di cui 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 la trasmissione alta tensione, secondo me, è uno dei più fantastici. 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 elettriche sono arrivate ai limiti delle possibilità reti classiche corrente alternata: da un lato, a causa delle limitazioni del sistema legate alla complessità della sincronizzazione di reti lunghe molte migliaia di chilometri e alla volontà di suddividerle in regioni di potenza collegate da linee di sicurezza relativamente piccole, e dall'altro, a causa all'aumento potere reattivo e perdite di tale linea (dovute al fatto che l'induttanza della linea e l'accoppiamento capacitivo a terra aumentano).
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 opzioni 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 viene circa 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'ingegneria dell'energia PT si sviluppò e divenne più economica (in gran parte a causa dello sviluppo semiconduttori di potenza), e con la comparsa di gigawatt di produzione di energia da fonti rinnovabili era quasi pronta per iniziare a collegare ai consumatori potenti centrali idroelettriche remote e parchi eolici. Soprattutto molti di questi progetti sono stati implementati in l'anno scorso 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, più economica e con? meno perdite(che definiscono 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.
Vero perdite di calore JV di cavo AMPACITY con una lunghezza di 1 km e una capacità di ~ 40 MW. 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 i terreni sotto le linee elettriche costano molto denaro (ad esempio, nelle città), le linee elettriche JV stanno già iniziando a comparire, anche se 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 cavo di alimentazione più ambizioso e già realizzato è il progetto LIPA: tre cavi lunghi 650 m, progettati per la trasmissione corrente trifase con una capacità di 574 MVA, che è paragonabile alla linea aerea di trasmissione da 330 kV. La più potente linea di cavi HTSC è stata messa in funzione il 28 giugno 2008.
Progetto interessante AMPACITY è implementato a Essen, in Germania. Cavo di media tensione (10 kV con una corrente di 2300 A, 40 MVA) con un limitatore di corrente superconduttore incorporato (questo è uno sviluppo attivo tecnologia interessante, 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.
Progetti sperimentali con diversi superconduttori attivi significati diversi corrente e tensione sono ancora più elevate, tra cui diverse effettuate nel nostro Paese, ad esempio le prove di un cavo sperimentale di 30 metri con un superconduttore MgB2, raffreddato ad 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 del Regno Unito richiedono esportazioni di elettricità fino a 70 GW, 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 capacità totale di 10 GW, e in un tale criostato possono essere posizionati 4 conduttori = 20 GW, già vicini al modello LUT richiesto, e in contrasto con i tradizionali linee ad alta tensione corrente continua, c'è ancora un ampio margine per aumentare la potenza. 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 linee CC ad alta tensione più avanzate.
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 collegare 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 al km è circa 4-4,5 volte superiore a costo medio posa di gasdotti, a giudicare da questo studio.
In linea di principio, nulla impedisce l'uso di 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
