Rusia
În Rusia, au fost dezvoltate două serii de tensiuni nominale, care includ atât linii de tensiune ultra-înaltă, cât și ultra-înaltă. Prima scară este 110-150-330-750 kV, a doua este 110-220-500-1150 kV.
Fiecare dintre etapele ulterioare din aceste scale îl depășește pe cel precedent de aproximativ 2 ori, ceea ce face posibilă creșterea capacității de transmisie de aproximativ 4 ori.
Aceste cântare de tensiune au propriile lor domenii de aplicare. Prima scară a devenit larg răspândită în regiunile de nord-vest ale Rusiei, Karelia, Peninsula Kola și Caucazul de Nord. Conexiunile sistemului integrat Nord-Vest cu sistemul energetic Kola se fac la o tensiune de 330 kV, IPS-ul Nord-Vest cu IPS-ul Centrului - la o tensiune de 750 kV.
A doua scară de tensiune este utilizată în centrul Rusiei și în regiunile situate la est de Moscova. În Zona Centrală, cele două scări menționate se suprapun uneori (linii 500 și 750 kV). În același timp, la est de Moscova, inclusiv Siberia și Orientul îndepărtat, este folosită doar a doua scară de tensiune. Această împărțire a două scări în teritorii diferite are avantajele sale din punct de vedere al funcționării rețelei.
STATELE UNITE ALE AMERICII
Primele linii de transport electric cu o tensiune de 110 kV au fost construite în SUA în 1910, 220 kV - în 1922. Apoi au apărut o serie de alte tensiuni nominale, care se datorează o cantitate mare companii producătoare de echipamente electrice. În anii 50 au fost dezvoltate linii de 345 kV, în 1965 a fost pornită prima linie de 500 kV, în 1969 - o linie de 765 kV, iar în 1970 a intrat în funcțiune o linie de transmisie a energiei electrice de ±400 kV DC cu o lungime de 1400 km ( Transmisia Pacificului), trecând de-a lungul coastei de vest a Statelor Unite. În ciuda varietății de tensiuni nominale din această țară, se pot distinge două scale care au propriile lor domenii de aplicare. Prima scară include tensiuni de 138-345-765 kV și este utilizată în sud-vestul, centrul și nordul țării, a doua - tensiuni de 115-230-500 kV și se utilizează în principal în vestul și sud-estul țării. Statele Unite.
În Statele Unite, există o serie de sisteme energetice interconectate, care includ companii energetice individuale, dintre care există mai mult de mii. Unele dintre aceste consolidări sunt controlate de la un singur centru de control, altele pur și simplu funcționează în paralel în timp ce coordonează partajarea sarcinii și reglarea frecvenței. Rolul conexiunilor intersistem și al liniilor de formare a sistemului este îndeplinit de liniile de 345-765 kV. Se lucrează la realizarea echipamentelor pentru liniile electrice de 1600 kV.
În nord, rețeaua electrică din SUA are conexiuni puternice cu Canada, inclusiv mai multe linii de 765 kV în partea de est a graniței, câteva linii de 500 kV în partea de vest și trei inserții de curent continuu.
În anii 90 ai secolului trecut, de la hidrocentrala La Grande din provincia Quebec (Canada) până la Boston (SUA) a fost construită o transmisie de curent continuu cu mai multe substații Canada-SUA (1486 km, ±400 kV, 2000 MW). . Această transmisie are cinci substații de conversie, dintre care trei sunt situate în Canada și două în Statele Unite. Pe lângă această linie de transmisie, mai există trei linii de transmisie și opt inserții de curent continuu în Statele Unite.
În sud, rețeaua electrică a SUA este conectată prin linii de 230-345 kV la rețeaua electrică mexicană. Sistemele de energie din Canada, Statele Unite și Mexic funcționează în paralel.
Europa de Vest
În Europa de Vest există o asociație energetică numită UCPTE, care include 12 țări, la care acum sunt conectate și țările din Europa de Est. Țările nordice au creat asociația energetică Nordel System, care include Suedia, Norvegia, Finlanda și Danemarca. Rețeaua Anglin funcționează în paralel cu UCPTE printr-o linie de transmisie submarină DC. Liniile de transport similare conectează, de asemenea, sistemele de energie din Suedia, Danemarca și Germania cu sistemele de energie din Suedia și Finlanda. Rusia este conectată la sistemul Nordel printr-o legătură DC în Vyborg cu o capacitate de 1420 MW. Este planificată să construiască o linie DC submarină Marea Britanie-Norvegia cu o lungime de 724 km, cu o capacitate de 800 MW.
Principalele linii de formare a sistemului curent alternativ in tarile vest-europene care sunt membre UCPTE exista linii cu tensiunea de 380-420 kV. Liniile de 230 kV și liniile de 110-150 kV îndeplinesc funcțiile rețelelor de distribuție. În Europa de Vest nu se folosesc tensiuni de 500 și 750 kV, dar în Franța, din cauza sarcinilor în creștere, a fost elaborat un proiect de construcție a liniilor de 750 kV. În acest caz, se propune utilizarea liniilor nou construite de 380 kV cu două fire în fază pe suporturi cu dublu circuit pentru a suspenda un circuit de 750 kV cu aceleași fire.
Canada
În partea de est a țării, o rețea cu o tensiune de 735 kV este destul de dezvoltată, în partea de vest - 500 kV. Dezvoltarea rețelei de 735 kV a fost cauzată de necesitatea de a furniza energie uneia dintre cele mai mari hidrocentrale din lume de pe râu. Churchill cu o capacitate de 5,2 GW, precum și o cascadă de hidrocentrale pe râu. Sfântul Lawrence. Pentru a furniza energie de la centralele hidroelectrice de pe râu. Nelson a construit linia electrică de curent continuu Nelson River - Winnipeg - o transmisie cu dublu circuit lung de 800 km: primul circuit pe supape de mercur (±450 kV, 1620 MW), al doilea circuit pe supape tiristoare de înaltă tensiune (±500 kV, 2000). MW). În plus, există o legătură de curent continuu Il River de 320 MW concepută pentru a lega sistemele de energie din Canada și Statele Unite. Pe Coasta de Vest
Canada a stabilit o transmisie subacvatică de pe continent la insulă. Vancouver, care are două cabluri AC (138 kV, 120 MW) și două cabluri DC (+260+280 kV, 370 MW). Există și o legătură în curent continuu Shategei (1000 MW), care leagă rețeaua de 735 kV din Canada și rețeaua de 765 kV din SUA.
Rețelele dezvoltate de 500 kV din vestul Canadei conectează mari centrale electrice și noduri de încărcare din zonele industriale din provinciile vestice. Sistemele de energie din părțile de est și vest ale Canadei nu au o legătură directă, deoarece sunt separate de lanțuri muntoase. Comunicarea se realizează prin rețeaua electrică din SUA. Există interconexiuni de 500 kV între rețelele canadiene și americane în partea de vest a acestor țări.
Astfel, în nordul Statelor Unite și sudul Canadei există două mari interconexiuni energetice: sistemele de energie din partea de nord-est a Statelor Unite și partea de sud-est a Canadei și sistemele de energie din partea de nord-vest a Statelor Unite și sud-vestul Canadei.
Mexic, America Centrală și de Sud
Rețeaua electrică a Mexicului are o capacitate disproporționat mai mică decât rețeaua electrică din SUA. Rețeaua principală din Mexic este formată la tensiuni de 220 și 400 kV.
Țările din America Centrală (Panama, Costa Rica, Honduras, Nicaragua) formează o regiune izolată energetic cu o capacitate totală mică a centralei (3-4 GW). Există conexiuni interstatale de 230 kV. În prezent, Asociația Energetică din America Centrală este înființată pe baza construcției de linii de 230-500 kV.
Dintre țările din America de Sud, Brazilia (54%), Argentina (20%) și Venezuela (10%) au cel mai puternic potențial energetic. Restul vine din alte țări de pe continent. În același timp, sistemul energetic al Argentinei este cel mai mare din America de Sud. Cea mai mare tensiune de rețea din Argentina este de 500 kV, lungimea totală a liniilor din această clasă de tensiune este de aproximativ 10 mii km.
Cea mai mare tensiune a rețelelor electrice din Brazilia este de 765 kV. Există și o rețea de linii de 500 kV, linii separate de 400 kV și o rețea de 345 kV. În Brazilia, o linie de transport de curent continuu este operată de la cea mai mare centrală hidroelectrică din lume, Itaipu, până în zona Sao Paulo. Această transmisie de putere are două tensiuni de ±600 kV, lungimea sa este de peste 800 km, iar puterea totală transmisă este de 6300 MW.
Cea mai mare tensiune de rețea din Venezuela este de 400 kV. În alte țări ale acestui continent - 220 kV. Există un număr de interconexiuni de 220 kV.
Interconectarea largă a sistemelor electrice din America de Sud este îngreunată de frecvențele nominale diferite ale țărilor individuale: 50 și 60 Hz. Există două inserții DC. Una dintre ele este cu o capacitate de 50 MW între rețelele din Paraguay și Brazilia, cealaltă cu o capacitate de 2000 MW între rețelele din Brazilia și Argentina.
Africa
Având în vedere suprafața mare a continentului, puterea totală a centralelor electrice este relativ mică. Dintre acestea, aproximativ jumătate sunt concentrate în Africa de Sud și peste 10% în Egipt, restul în alte țări ale continentului. Cu capacități energetice relativ modeste, sistemele energetice africane folosesc tensiuni destul de ridicate, ceea ce se explică prin îndepărtarea surselor de energie față de centrele de consum. În Egipt, tensiunea folosită este de 500 kV, în Africa de Sud - 400 kV, Nigeria, Zambia și Zimbabwe - 330 kV, în alte țări 220-230 kV. Două linii puternice de curent continuu au fost construite pe continent: Inga - Shaba, care leagă cele mai dezvoltate, dar izolate regiuni din Zair, și centrala hidroelectrică Cabora Bassa (Mozambic) - Apolo (Africa de Sud).
Asia (cu excepția CSI)
În această regiune, din cauza lipsei suficiente informatii complete Se pot oferi doar informațiile cele mai generale. Cea mai mare tensiune a liniilor de formare a sistemului din India, Turcia, Irak, Iran este de 400 kV, în China, Pakistan, Japonia - 500 kV. În India și China, se acordă multă atenție transmisiei și inserțiilor de curent continuu. În aceste țări, au fost deja construite mai multe linii de transport de energie și inserții de curent continuu și este planificată creșterea numărului acestora și realizarea tuturor conexiunilor intersistem pe curent continuu.
Dintre sistemele energetice asiatice, pozițiile de lider sunt ocupate de sistemele de putere din Japonia și Coreea de Sud. Coloana vertebrală a rețelei principale a Japoniei este liniile de 275 și 500 kV. Aproape toate liniile de 500 kV sunt cu dublu circuit. Pentru a transmite energie electrică în zona Tokyo de la o centrală nucleară mare, a fost construită o linie de transport a energiei electrice de 1100 kV cu o lungime de 250 km. Această linie este construită pe suporturi cu lanț dublu de până la 120 m înălțime, ceea ce este determinat de cerințele de mediu. În prezent, construcția unei linii inelare de 1100 kV este în curs de desfășurare pe insulă. Honshu.
Dificultatea de a crea un sistem de energie unificat pentru această țară este prezența diferitelor frecvențe nominale (50 și 60 Hz) în părțile de nord și de sud ale Japoniei. Granița dintre aceste părți trece de-a lungul insulei. Honshu. Pentru comunicarea dintre ele au fost construite două inserții DC de 300 MW. În plus, cele două insule - Hokkaido și Honshu - sunt conectate prin cablu de transmisie de curent continuu (600 MW, ±250 kV).
Rețeaua principală a Coreei de Sud are o tensiune de 345 kV. Datorită dimensiunii reduse a teritoriului acestui stat, liniile electrice sunt de lungime scurtă. Lungimea totală a liniilor de 345 kV care circulă pe direcția meridională este puțin mai mare de 300 km. Lungimea totală a liniilor care rulează în direcția latitudinală este aproximativ aceeași. Traseele acestor linii, de regulă, trec prin teritorii neafectate de activitatea economică, ceea ce este foarte dificil în condițiile sud-coreene. Datorită creșterii sarcinii, se construiește o linie de 765 kV care necesită și depășirea dificultăților de așezare a traseului.
Construcția liniilor de transport a energiei de ultra-înaltă tensiune a deschis perspective interesante - capacitatea de a transfera rapid, cu pierderi minime, energie electrică și energie a mii de kilometri din regiunile bogate în energie ale țării în cele cu deficit de energie.
Primele linii de transmisie a energiei „latitudinale” din lume urmau să conecteze împreună cinci sisteme de alimentare interconectate Uniunea Sovietică– Siberia, Kazahstan, Urali, Volga, Centru. Linia de transport a energiei Siberia-Kazahstan-Ural a fost construită și pusă în funcțiune în etape.
La 24 martie 1977, Comitetul Central al PCUS și Consiliul de Miniștri al URSS au adoptat Rezoluția nr. 243 „Cu privire la crearea complexului de combustibil și energie Ekibastuz și construirea unei linii de transport electric în curent continuu de 1500 kV Ekibastuz- Centru." Această rezoluție prevedea o dezvoltare mai eficientă a complexului de combustibil și energie și punerea în aplicare a programului energetic al URSS, unde Kazahstanul urma să joace unul dintre rolurile cheie în sectorul energetic sovietic în următorii ani. La acea vreme, Kazahstanul ocupa locul al treilea printre republicile URSS la producția de energie electrică.
Ținând cont de nenumăratele rezerve de cărbune și de amploarea producției acestuia, s-a decis construirea unor centrale termice mari la Ekibastuz în imediata apropiere a minelor la cariere pentru a reduce costurile de transport a cărbunelui la minimum. Odată cu punerea în funcțiune a unităților de energie la centralele electrice din districtul de stat în construcție, Kazahstanul nu numai că a furnizat pe deplin economia națională a republicii cu energie electrică, dar a avut și posibilitatea de a transmite electricitate în alte regiuni ale fostei Uniuni Sovietice.
În aceste scopuri, s-a luat decizia de a construi linii electrice de 500 kV și o linie unică de transmisie a energiei de ultraînaltă tensiune de 1150 kilovolți curent alternativ Ekibastuz-Ural cu o lungime de 900 km cu substații în Ekibastuz, Kokchetav, Kustanay și Kustanay- Secțiunea Chelyabinsk cu o lungime de 300 km, cu utilizare temporară a acesteia pentru o tensiune de 500 kV.
Studiul de fezabilitate al transmisiei de putere 1150 a fost realizat de departamentul de transport pe distanțe lungi al Institutului Energosetproekt. Elaborarea documentației de proiectare și deviz a fost realizată de același institut.
Antreprenorul general pentru construcția transportului de energie a fost trustul Spetssetstroy pentru HV-1150 kV. Pentru construcția stației de 1150 kV Ekibastuzskaya - trustul Ekibastuzenergostroy. Pentru construcția de substații în Kokchetav, Kustanai și Chelyabinsk - trustul Yuzhuralenergostroy.
Zeci de centre de cercetare și institute au fost implicate în dezvoltarea de echipamente pentru transmisia unică a puterii. De exemplu, autotransformatoarele AODCT-66700 au fost dezvoltate și fabricate de NPO Zaporozhtransformator. Reactoarele de șunt RODTs-300000/1150 - Uzina din Moscova „Electrosila”, întrerupătoarele de aer VNV-1150 au fost dezvoltate de NPO „Uralelektrotyazhmash”. Sârma goală pentru bara colectoare a echipamentului ORU-1150 a fost fabricată de Uzina Electrotehnică din Moscova a Academiei de Științe a URSS în colaborare cu institute, ingineri energetici și lucrători din alte industrii. Au fost create noi clase de materiale și echipamente de contact și izolatoare pentru transmisia puterii protecția releului, automatizare și comunicații, concepute pentru funcționarea fără probleme și pe termen lung a componentelor și ansamblurilor sub sarcini extrem de mari.
Construcția liniei aeriene de 1150 kV a fost realizată de mai multe coloane mecanice mobile și a fost înaintea construcției de substații. Construcția primei dintre cele patru substații a început de către antreprenorul general SUEK, șeful Yu.A. Kazantsev Pentru a crește industrializarea și a reduce timpul de construcție, institutele de proiectare au adoptat proiecte îmbunătățite cu asamblarea componentelor individuale la locurile de asamblare.
Practica existentă de construcție a substațiilor la instalațiile de 1150 kV la acea vreme era inacceptabilă, deoarece echipamentele electrice umplute cu ulei instalate pe șantier cântăreau mai mult de 500 de tone. Structurile metalice ale portalurilor liniare și celulare cântăreau până la 30 de tone și erau montate la o înălțime de 40 de metri sau mai mult, cu dimensiuni semnificative.
Pentru instalarea lor, antreprenorii foloseau la acea vreme echipamente mobile avansate de ridicare, macarale „Kato”, „Dnepr”, „Yanvarets”, DEK-50, platforme aeriene „Magirus-Bronto-33”, AGP-22 etc.
Folosind echipamentele menționate mai sus în condiții de șantier înghesuit, constructorii și instalatorii au trebuit să fie inteligenți pentru a organiza funcționarea fără probleme a mecanismelor.
Cu o mare concentrație de utilaje pe șantierele de construcții, a fost utilizat cu succes un circuit inel pentru alimentarea temporară cu energie, care a eliminat deconectarea și deteriorarea liniilor la mutarea utilajelor.
Pentru a coordona activitățile menționate mai sus, la Ekibastuz a lucrat un grup de proiectare detaliată al filialei Odessa a Institutului Orgenergostroy (condus de V.H. Kim), care a dezvoltat proiecte pentru producerea de lucrări privind procesele tehnologice de instalare. structuri de constructiiși echipamente.
Un volum mare de lucrări la instalarea structurilor metalice de aparate de comutație exterioare-500 kV și aparate de comutație exterioare-1150 kV a fost efectuat de șantier sub conducerea A.V. Muzica trustului Elektrosredezmontazh. Instalat și inspectat toate echipamentele umplute cu ulei
sectia condusa de M.E. Semenov de aceeași încredere.
Lucrările de construcție și instalare la așezarea canalelor și canalelor de cabluri, instalarea raftului USO, construirea drumurilor și trecerilor au fost efectuate de SUEK (responsabilul de șantier V.I. Veselov).
În ceea ce privește echipamentul său tehnic, primul născut al industriei energetice de ultra-înaltă tensiune din Kazahstan, PS-1150 kV, a fost o structură unică care nu avea analogi în lume. Echipamentul în sine de la stația de 1150 kV a fost considerat complex din punct de vedere tehnic de exploatat și a necesitat personal de operare să cunoștințe specialeși o atitudine specială față de munca ta. Yu.N. poseda tocmai aceste calități. Pakulin, director de substație, L.R. Besedin, adjunctul șefului PS, G.I. Pilyugin, reparator de comutatoare de aer. Personal de operațiuni și dispecerat - N.I. Tokmantsetsa, I.P. Dolgov, E.N. Obko, A.V. Aksinin. Ingineri de frunte ai grupului de automatizare si protectie cu relee A.N. Yukhno, I.T. Fink, K. Ergaliev - electrician pentru inspecția și reglarea echipamentelor umplute cu ulei etc. Munca neîntreruptă a antreprenorilor care lucrează non-stop a fost supravegheată de sediul de construcție, condus de inginerul șef al trustului Ekibastuzenergostroy M. Barkovsky.
În perioada de pre-lansare, pentru o lungă perioadă de timp, un grup de specialiști de seamă ai asociației, în frunte cu inginerul șef al Asociației de Producție a Transmisiilor de Putere pe Discurs Lung O.A., a locuit practic pe locul stației de 1150 kV. Nikitin. După patru ani de muncă grea din partea multor organizații de contractare, punere în funcțiune și patronat implicate în crearea unei substații unice, în ultimele zile ale lunii iulie 1985, pentru prima dată în practica mondială, s-a aplicat tensiune echipamentului unic al Ekibastuz. Stație de 1150 kV, destinată transmiterii energiei electrice de-a lungul liniei Ekibastuz-Ural către stația din Kokchetav. A început test industrial prima etapă a celui mai mare pod energetic.
Pentru prima dată în practica mondială a consumului industrial s-a obținut energie electrică în curent alternativ de ultraînaltă tensiune de 1150 kV.
În cinstea acestui eveniment, pe teritoriul stației de 1150 kV a avut loc un miting cu participarea publicului orașului.
Fotografia surprinde momentul predării cheii simbolice de la constructori către operatori. Fotografie de B. KIRICHEK, participant la construcția transportului de energie curent alternativ de 1150 kV Ekibastuz-Ural.
Deci, în 1987, a fost pusă în funcțiune o secțiune a acestei linii de la Ekibastuz la Chebarkul cu o lungime de 432 de kilometri la un nivel de tensiune de 1150 kV. Nicio altă linie din lume nu este capabilă să funcționeze la o tensiune atât de mare. Amplasamentul trebuia să furnizeze energie de la două centrale electrice din districtul de stat Ekibastuz construite către o stație de 1150 kV din Chebarkul. Numele expedierii: Kostanay-Chelyabinsk. Lățimea de bandă liniile au ajuns la 5500 MW.
Așezată de la Ekibastuz prin Kokchetaev și Kustanai până la Chelyabinsk, linia electrică-1150 a conectat sistemele de energie din Kazahstan și Rusia. Înălțimea medie a suporturilor liniei este de 45 de metri. Greutatea conductorilor este de aproximativ 50 de tone.
Linia unică de transport a energiei de înaltă tensiune „Siberia-Center” cu o tensiune de proiectare de 1150 kV a costat țara 1,3 trilioane. ruble Totodată, era în derulare construcția unei linii de transport de curent continuu de 1500 kV de la Ekibastuz la Centru.
Pe teritoriul Kazahstanului, linia de transport a energiei electrice de 1150 kV Ekibastuz-Kokchetav-Kustanai a funcționat la o tensiune nominală de 1150 kV din 1988 până în 1991.
Finalizarea construcției liniilor electrice „latitudinale” de 1150 și 1500 kV a fost planificată în 1995, dar din cauza prăbușirii URSS, proiectul a rămas neterminat. Cea mai mare parte a liniei a ajuns „în străinătate”, deoarece aproximativ 1.400 din cei 1.900 km ai liniei Barnaul-Ekibastuz-Kokchetav-Kustanai-Celiabinsk se află în Kazahstan.
„Linia a fost construită, dar nu a trebuit să o folosim niciodată pentru a recupera banii cheltuiți. În primul rând, în timpul prăbușirii URSS, ambele centrale electrice din Ekibastuz au încetat să funcționeze; au fost vândute americanilor în principal ca fier vechi. Apoi linia a fost demontată pe tronsonul care trecea prin Kazahstan. Iar tronsonul de la Petropavlovsk la Chebarkul este operat la o tensiune de 500 de kilovolți și este practic descărcat. Dar ochelarii de sprijin sunt acolo.”Director adjunct al Chelyabenergo Vladimir Mikhailovici Kozlov
În 2012, Oleg Deripaska a anunțat intenția En+ de a reînvia proiectul de construire a podului energetic Siberia-Kazahstan-Urali bazat pe o linie electrică de ultra-înaltă tensiune.
Conţinut:
Unul dintre pilonii civilizației moderne este furnizarea de energie electrică. Rolul cheie în aceasta este jucat de liniile de transport electric. Indiferent de distanța dintre instalațiile de generare și consumatorii finali, pentru conectarea acestora sunt necesare conductoare extinse. În continuare, vom vorbi mai în detaliu despre ce sunt acești conductori, numiti linii electrice.
Ce tipuri de linii electrice aeriene există?
Firele atașate la suporturi sunt linii electrice aeriene. Astăzi, au fost stăpânite două metode de transmitere a energiei electrice pe distanțe lungi. Ele se bazează pe tensiuni alternative și continue. Transportul energiei electrice la tensiune constantă este încă mai puţin răspândită în comparaţie cu tensiune alternativă. Acest lucru se explică prin faptul că curentul continuu în sine nu este generat, ci este obținut din curent alternativ.
Din acest motiv, suplimentar mașini electrice. Și au început să apară relativ recent, deoarece se bazează pe dispozitive semiconductoare puternice. Astfel de semiconductori au apărut cu doar 20-30 de ani în urmă, adică aproximativ în anii 90 ai secolului XX. În consecință, înainte de această dată, ele fuseseră deja încorporate cantitati mari linii de curent alternativ. Diferențele dintre liniile de alimentare sunt prezentate mai jos în diagrama schematică.
Cele mai mari pierderi sunt cauzate de rezistență activă material de sârmă. Nu contează ce curent este direct sau alternativ. Pentru a le depăși, tensiunea la începutul transmisiei este crescută cât mai mult posibil. Nivelul de un milion de volți a fost deja depășit. Generatorul G furnizează linii de curent alternativ prin transformatorul T1. Și la sfârșitul transmisiei tensiunea scade. Linia de alimentare alimentează sarcina H prin transformatorul T2. Un transformator este cel mai simplu și mai fiabil instrument de conversie a tensiunii.
Un cititor cu puține cunoștințe despre alimentarea cu energie va avea cel mai probabil o întrebare despre semnificația transmisiei de curent continuu a energiei. Și motivele sunt pur economice - transmiterea în curent continuu a electricității în liniile electrice în sine oferă economii mari:
- Generatorul produce tensiune trifazată. Prin urmare, sunt întotdeauna necesare trei fire pentru alimentarea cu curent alternativ. Iar pe curent continuu, toată puterea celor trei faze poate fi transmisă prin două fire. Și când folosiți pământul ca conductor, câte un fir. În consecință, economiile doar la materiale sunt de trei ori în favoarea liniilor de curent continuu.
- Electricitatea rețelei AC atunci când este combinat într-unul singur sistem comun trebuie să aibă aceeași fazare (sincronizare). Înseamnă că valoare instantanee Tensiunea din rețelele electrice conectate trebuie să fie aceeași. În caz contrar, va exista o diferență de potențial între fazele conectate ale rețelelor electrice. Ca urmare a unei conexiuni fără fazare, un accident comparabil cu scurt circuit. Acest lucru nu este deloc tipic pentru rețelele de curent continuu. Tot ceea ce contează pentru ei este tensiune efectivă la momentul conexiunii.
- Pentru circuite electrice, care funcționează pe curent alternativ, se caracterizează prin impedanță, care este legată de inductanță și capacitate. Liniile de curent alternativ au și impedanță. Cu cât linia este mai lungă, cu atât impedanța și pierderile asociate acesteia sunt mai mari. Pentru circuitele electrice de curent continuu, conceptul de impedanță nu există, precum și pierderile asociate cu schimbarea direcției de mișcare a curentului electric.
- După cum sa menționat deja în paragraful 2, pentru stabilitatea sistemului de alimentare, generatoarele trebuie să fie sincronizate. Dar ce mai mult sistem, funcționând pe curent alternativ și, în consecință, numărul de generatoare electrice, cu atât este mai dificilă sincronizarea acestora. Și pentru sistemele de alimentare cu curent continuu, orice număr de generatoare va funcționa normal.
Datorită faptului că astăzi nu există semiconductori sau alte sisteme suficient de puternice pentru a converti tensiunea în mod eficient și fiabil, majoritatea liniilor electrice încă funcționează pe curent alternativ. Din acest motiv, ne vom concentra în continuare doar asupra lor.
Un alt punct în clasificarea liniilor electrice este scopul lor. În acest sens, liniile sunt împărțite în
- ultra-lung,
- linii principale,
- distributie
Designul lor este fundamental diferit din cauza valorilor diferite ale tensiunii. Astfel, în liniile electrice cu distanțe ultra-lungi, care formează sistemul, sunt utilizate cele mai mari tensiuni care există în stadiul actual de dezvoltare a tehnologiei. Valoarea de 500 kV este minima pentru ei. Acest lucru se explică prin distanța semnificativă una de cealaltă a centralelor puternice, fiecare dintre acestea fiind baza unui sistem energetic separat.
Înăuntrul ei există propriul său retea de distributie, a cărui sarcină este să furnizeze grupuri mari consumatorii finali. Sunt conectate la stații de distribuție cu tensiune de 220 sau 330 kV pe partea înaltă. Aceste substații sunt consumatorii finali pentru liniile electrice principale. Deoarece fluxul de energie este deja foarte aproape de așezări, tensiunea trebuie redusă.
Distribuția energiei electrice se realizează prin linii electrice cu tensiuni de 20 și 35 kV pentru sectorul rezidențial, precum și 110 și 150 kV pentru instalații industriale puternice. Următorul punct în clasificarea liniilor electrice este după clasa de tensiune. Prin această caracteristică, liniile electrice pot fi identificate vizual. Fiecare clasă de tensiune are izolatori corespunzători. Designul lor este un fel de identificare a liniei de alimentare. Izolatoarele se realizeaza prin cresterea numarului de cupe ceramice in functie de cresterea tensiunii. Și clasele sale în kilovolți (inclusiv tensiunile între faze adoptate pentru țările CSI) sunt următoarele:
- 1 (380 V);
- 35 (6, 10, 20);
- 110…220;
- 330…750 (500);
- 750 (1150).
Pe lângă izolatori, trăsături distinctive sunt fire. Pe măsură ce tensiunea crește, efectul descărcării corona electrice devine mai pronunțat. Acest fenomen irosește energie și reduce eficiența sursei de alimentare. Prin urmare, pentru a atenua descărcarea corona cu creșterea tensiunii, începând de la 220 kV, se folosesc fire paralele - câte unul la fiecare aproximativ 100 kV. Unele dintre liniile aeriene (OHL) din diferite clase de tensiune sunt prezentate mai jos în imagini:
Suporturi pentru liniile electrice și alte elemente vizibile
Pentru a se asigura că firul este ținut în siguranță, se folosesc suporturi. În cel mai simplu caz, aceștia sunt stâlpi de lemn. Dar acest design este aplicabil numai liniilor de până la 35 kV. Iar odată cu creșterea valorii lemnului, suporturile din beton armat sunt din ce în ce mai utilizate în această clasă de stres. Pe măsură ce tensiunea crește, firele trebuie ridicate mai sus și distanța dintre faze mai mare. În comparație, suporturile arată astfel:
În general, suporturile sunt un subiect separat, care este destul de extins. Din acest motiv, nu vom aprofunda aici detaliile subiectului suporturilor pentru liniile de transmisie a energiei electrice. Dar pentru a arăta pe scurt și succint cititorului baza sa, vom arăta imaginea:
Pentru a încheia informațiile despre liniile electrice aeriene, vom menționa acele elemente suplimentare care se găsesc pe suporturi și sunt clar vizibile. Acest
- sisteme de protecție împotriva trăsnetului,
- precum si reactoare.
Pe lângă elementele enumerate, mai multe sunt folosite în liniile de transport electric. Dar să le lăsăm în afara domeniului de aplicare al articolului și să trecem la cabluri.
Linii de cablu
Aerul este un izolator. Liniile aeriene se bazează pe această proprietate. Dar există și alte materiale izolante mai eficiente. Utilizarea lor face posibilă reducerea semnificativă a distanțelor dintre conductorii de fază. Dar prețul unui astfel de cablu este atât de mare încât nu poate fi vorba de a-l folosi în locul liniilor electrice aeriene. Din acest motiv, cablurile sunt așezate acolo unde există dificultăți cu liniile aeriene.
Pe 6 octombrie, în regiunea Kaliningrad au fost prezentate cele mai înalte linii electrice stilizate din Rusia. Nu există analogi ale designului realizat sub formă de ancore în țară. Obiectul de 112 metri înălțime a fost instalat într-un loc de transport activ, pe malul râului Pregolya.
Suporturile fac parte din linia de transport a energiei electrice care se construiește pentru conectarea tehnologică a termocentralei Pregolskaya (440 MW) cu stația existentă de 330 kilovolti Severnaya. Lucrarea se desfășoară în cadrul programului de dezvoltare și reconstrucție a complexului rețelei electrice până în 2020.
Sprijină conform proiect individual A fost fabricat de Uzina Pilot Gidromontazh, iar instalarea a fost realizată de compania Setstroy.
Una dintre primele nave care a trecut pe sub liniile electrice dintre suporturi a fost una dintre cele mai mari nave cu pânze - barca cu patru catarge Kruzenshtern, ale cărei catarge au aproximativ 55 de metri înălțime.
„Am intrat în Cartea Recordurilor Rusă pentru că aceștia sunt cei mai înalți stâlpi stilizați de înaltă tensiune din Federația Rusă. Acestea nu sunt doar structuri metalice, aceasta este o linie activă de transmisie a energiei de 330 kilovolti. Scopul în sine nu a fost să construim o ancoră, aceasta este o consecință a muncii noastre privind furnizarea de energie fiabilă și sigură a consumatorilor din regiune”, a declarat președintele consiliului de administrație al Yantarenergo (parte din Rosseti PJSC) la prezentare.
El a adăugat că cererea a fost deja trimisă către Interrecord. După ce emisarii sosesc în Kaliningrad și efectuează măsurători, un nou proiect unic de inginerie - suporturi stilizate în formă de ancoră - va putea revendica un record mondial.
Înălțimea suportului este comparabilă cu înălțimea unei clădiri de 36 de etaje sau cu lungimea unui teren de fotbal și este de 112 metri, fiecare dintre cele două suporturi este formată din cinci niveluri, lățimea ancorelor este mai mare de 16 metri. Suportul cântărește 450 de tone și poate rezista la vânt de până la 36 de metri pe secundă. Iluminarea de semnalizare este instalată pe toată înălțimea suporturilor, ceea ce le face vizibile pentru nave și aeronave pe timp de noapte. Fiabilitatea structurii este asigurată de aproape 270 de piloți bătuți la o adâncime de 24 de metri.
Distanța dintre suporturile de deasupra râului Pregolya, într-un loc de navigație activă, este de aproximativ 500 de metri, înălțimea liniilor de suspendare de peste 60 de metri a fost aleasă pentru a asigura trecerea celor mai mari nave, precum navigația. navele „Kruzenshtern” și „Sedov”, astfel încât echipajul scoarțelor, portul de origine care este Kaliningrad, să nu fie nevoit să plieze catargele.
Proiectul a fost dezvoltat de uzina Gidromontazh, singura întreprindere din Rusia specializată în crearea de linii electrice non-standard. Aceeași întreprindere a produs suporturi decorative pentru linii electrice în formă de leopard de zăpadă și schiori - simboluri ale Jocurilor Olimpice din 2014 de la Soci, precum și primul suport stilizat de linie electrică Yantarenergo sub forma lupului Zabivaki, instalat în pregătirea pentru 2018. Cupa Mondială.
După cum a spus Yantarenergo, cele mai mari suporturi de linie de transport de energie din Rusia sub formă de ancoră fac parte dintr-un proiect de amploare: conectarea noului TPP Pregolskaya, care a fost construit, dar nu a fost încă pus pe deplin în funcțiune, o nouă putere. din substația Severnaya a fost construită linia de transport cu o lungime de 65 de kilometri. Un pod energetic de 254 de piloni va crea un inel în jurul centrului regional. Unele linii trec peste râul Pregolya, în locuri de transport activ, unde au fost construite suporturi unice.
Reprezentând viziunea de atunci a tranziției Europei la energie regenerabilă. Baza „energiei verzi” a UE trebuia să fie centralele termice cu concentrație de energie solară, situate în deșertul Sahara, capabile să stocheze energie cel puțin pentru vârful de consum seara, când fotovoltaica convențională nu mai funcționează. O caracteristică a proiectului a fost aceea de a fi cele mai puternice linii de transmisie a energiei electrice (PTL) pentru zeci de gigawați, cu o rază de acțiune de la 2 la 5 mii km.
SPP-urile de acest tip urmau să devină principalul sector european al energiei regenerabile.
Proiectul a durat aproximativ 10 ani, iar apoi a fost abandonat de preocupările fondatoare, deoarece realitatea energiei verzi europene s-a dovedit a fi complet diferită și mai prozaică - fotovoltaica chinezească și generarea eoliană la sol situată în Europa însăși, iar ideea de a întinde autostrăzile energetice prin Libia și Siria a fost prea optimist.
Liniile electrice planificate în cadrul desertec: trei direcții principale cu o capacitate de 3x10 gigawați (în imagine una dintre mai multe versiuni slabe cu 3x5) si mai multe cabluri submarine.
Cu toate acestea, nu întâmplător au apărut linii electrice puternice în proiectul desertec (este amuzant, apropo, că suprafața de teren sub liniile electrice din proiect s-a dovedit a fi mai mare decât suprafața de teren sub SES) - acesta este unul dintre tehnologii cheie, care ar putea permite producției de SRE să crească la o cotă covârșitoare și invers: în absența tehnologiei de transmitere a energiei pe distanțe lungi, SRE sunt foarte posibil sortite să nu depășească o cotă de 30-40% în sectorul energetic european.
Sinergia reciprocă a liniilor electrice transcontinentale și a surselor de energie regenerabilă este destul de clar vizibilă în modele (de exemplu, în modelul gigant LUT, precum și în modelul lui Vyacheslav Laktyushin): unificarea multor zone de generare eoliană situate la 1-2- 3 mii de kilometri unul de celălalt distruge corelarea încrucișată nivelul de producție (periculos din cauza defecțiunilor generale) și egalizează cantitatea de energie care intră în sistem. Singura întrebare este cu ce cost și cu ce pierderi este posibilă transmiterea energiei pe astfel de distanțe. Răspunsul depinde de tehnologii diferite, dintre care astăzi există în esență trei: transmisie prin curent alternativ, curent continuu și printr-un fir supraconductor. Deși această împărțire este puțin incorectă (un supraconductor poate fi cu curent alternativ și continuu), este legitimă din punct de vedere al sistemului.
Cu toate acestea, tehnologia de transmisie tensiune înaltă, după părerea mea, este una dintre cele mai fantastice. Fotografia prezintă o stație redresoare de 600 kV.
Industria electrică tradițională a urmat încă de la început calea combinării producției de energie folosind linii electrice de înaltă tensiune cu curent alternativ, ajungând în anii 70 la liniile electrice de 750-800 kilovolti, capabile să transmită 2-3 gigawați de putere. Astfel de linii electrice și-au atins limitele rețelele clasice curent alternativ: pe de o parte, din cauza limitărilor sistemului asociate cu complexitatea sincronizării rețelelor cu o lungime de multe mii de kilometri și a dorinței de a le împărți în regiuni energetice conectate prin linii de siguranță relativ mici și, pe de altă parte, datorită la crestere putere reactivași pierderi ale unei astfel de linii (datorită faptului că crește inductanța liniei și cuplarea capacitivă la pământ).
Aceasta nu este o imagine complet tipică în sectorul energetic rus la momentul scrierii, dar, de obicei, fluxurile între regiuni nu depășesc 1-2 GW.
Cu toate acestea, apariția sistemelor energetice în anii 70-80 nu a necesitat linii electrice puternice și pe distanțe lungi - de cele mai multe ori era mai convenabil să mutați o centrală electrică mai aproape de consumatori, iar singura excepție au fost sursele de energie regenerabile de atunci - hidrogenerarea .
Centralele hidroelectrice, și în special proiectul brazilian al centralei hidroelectrice Itaipu la mijlocul anilor 80, au condus la apariția unui nou campion în transportul de energie electrică în lung și în lat - linii electrice de curent continuu. Puterea legăturii braziliene este de 2x 3150 MW la o tensiune de +-600 kV pentru o gamă de 800 km, proiectul a fost implementat de ABB. Astfel de capacități sunt încă la limita liniilor de curent alternativ disponibile, dar pierderi mai mari au fost plătite pentru proiect cu conversia la curent continuu.
Hidrocentrala Itaipu, cu o capacitate de 14 GW, este încă a doua cea mai mare centrală hidroelectrică din lume. O parte din energia generată este transmisă printr-o legătură HVDC către zona Sao Paolo și Rio de Janeiro.
Comparație între liniile electrice alternative (AC) și directe (DC). Comparația este puțin promoțională, pentru că... cu același curent (să zicem 4000 A), o linie de transmisie de 800 kV AC va avea o capacitate de 5,5 GW față de 6,4 GW pentru o linie de transmisie DC, deși cu pierderi de două ori mai mari. Cu aceleași pierderi, puterea va diferi efectiv de 2 ori.
Calculul pierderilor pt opțiuni diferite Linii electrice care trebuiau folosite în proiectul Desertec.
Desigur, există dezavantaje și unele semnificative. În primul rând, curentul continuu într-un sistem de alimentare cu curent alternativ necesită rectificare pe o parte și „curling” (adică generarea unei undă sinusoidală sincronă) pe cealaltă parte. Când despre care vorbim cam mulți gigawați și sute de kilovolți - acest lucru se realizează cu echipamente foarte nebanale (și foarte frumoase!), care costă multe sute de milioane de dolari. În plus, până la începutul anilor 2010, liniile de curent continuu puteau fi doar de tip „punct la punct”, deoarece nu existau întrerupătoare adecvate pentru astfel de tensiuni și puteri de curent continuu, ceea ce înseamnă că dacă ar exista mulți consumatori, a fost imposibil să tăiați unul dintre ele cu un scurtcircuit - doar stingeți întregul sistem. Aceasta înseamnă că principala utilizare a liniilor electrice PT de mare putere este conectarea a două regiuni energetice în care erau necesare debite mari. Cu doar câțiva ani în urmă, ABB (unul dintre cei trei lideri în crearea de echipamente HVDC) a reușit să creeze un comutator mecanic tiristor „hibrid” (similar în idei cu comutatorul ITER) care este capabil de astfel de lucrări, iar acum prima linie de curent continuu de înaltă tensiune „punct la punct” este în curs de construire. multipunct” Nord-Estul Angra din India.
Comutatorul hibrid ABB nu este suficient de expresiv (și nu foarte iluminat), dar există un video indian mega-patetic despre asamblarea unui comutator mecanic pentru 1200 kV - o mașină impresionantă!
Cu toate acestea, tehnologia energiei DC s-a dezvoltat și a devenit mai ieftină (în mare parte datorită dezvoltării semiconductori de putere), și odată cu apariția gigawaților de generare de energie regenerabilă, s-a dovedit a fi destul de pregătit să înceapă conectarea la consumatori a centralelor hidroelectrice puternice și a parcurilor eoliene la distanță. Mai ales multe astfel de proiecte au fost implementate în anul trecutîn China și India.
Cu toate acestea, ideea merge mai departe. În multe modele, capacitățile de transmisie a puterii ale liniilor de curent continuu sunt utilizate pentru a nivela variabilitatea RES, care este un factor critic pentru introducerea 100% RES în sistemele mari de putere. Mai mult decât atât, această abordare este deja implementată în practică: putem da un exemplu de legătură Germania-Norvegia de 1,4 gigawați, concepută pentru a compensa variabilitatea producției eoliene germane de către centralele de acumulare prin pompare norvegiene și centralele hidroelectrice, și o legătură de 500 megawați. Legătura Australia-Tasmania era necesară pentru a menține sistemul energetic din Tasmania (alimentat în principal de centrale hidroelectrice) în condiții de secetă.
O mare parte din creditul pentru răspândirea HVDC se îndreaptă și către progresul în cabluri (deoarece HVDC sunt adesea proiecte marine), care în ultimii 15 ani au crescut clasa de tensiune disponibilă de la 400 la 620 kV.
Cu toate acestea, răspândirea ulterioară este împiedicată atât de costul ridicat al liniilor electrice de acest calibru (de exemplu, cea mai mare linie electrică din lume PT Xinjiang - Anhui 10 GW pentru 3000 km va costa pe chinezi aproximativ 5 miliarde de dolari), cât și de subdezvoltarea zone echivalente de generare de energie regenerabilă, de ex. absența unor mari consumatori comparabili în jurul consumatorilor mari (de exemplu, Europa sau China) la o distanță de până la 3-5 mii km.
Inclusiv aproximativ 30% din costul liniilor de transmisie a energiei electrice ale liniilor PT sunt astfel de stații de conversie.
Cu toate acestea, ce se întâmplă dacă tehnologia liniilor de alimentare apare în același timp mai ieftină și cu mai putine pierderi(care definesc lungimea maximă rezonabilă?). De exemplu, o linie de alimentare cu un cablu supraconductor.
Un exemplu de cablu supraconductor real pentru proiectul AMPACITY. În centru se află un fost cu azot lichid, pe acesta sunt 3 faze de sârmă supraconductoare formate din benzi cu supraconductor la temperatură ridicată, separate prin izolație, la exterior există un ecran de cupru, un alt canal cu azot lichid, înconjurat prin ecran multistrat-izolație termică în vid în interiorul cavității de vid, iar la exterior - o carcasă polimerică de protecție.
Desigur, primele proiecte de linii electrice supraconductoare și calculele lor economice au apărut nu astăzi sau ieri, ci la începutul anilor 60, imediat după descoperirea supraconductorilor „industriali” pe bază de compuși intermetalici de niobiu. Cu toate acestea, pentru rețelele clasice fără surse regenerabile de energie nu a existat loc pentru astfel de linii electrice SP - atât din punct de vedere al puterii rezonabile și al costului acestor linii electrice, cât și din punct de vedere al volumului de dezvoltări necesare pentru a pune le pune în practică.
Proiect de linie de cablu supraconductor din 1966 - 100 GW la 1000 km, cu o subestimare clară a costului piesei criogenice și al convertoarelor de tensiune
Economia unei linii supraconductoare este determinată în principal de două lucruri: costul cablului supraconductor și energia pierdută pentru răcire. Ideea originală a utilizării compușilor intermetalici de niobiu sa împiedicat de costul ridicat al răcirii cu heliu lichid: ansamblul electric intern „rece” trebuie păstrat în vid (ceea ce nu este atât de dificil) și înconjurat suplimentar de un ecran răcit. cu azot lichid, altfel fluxul de căldură la o temperatură de 4,2 K va depăși puterea rezonabilă a frigiderelor. Acest „sandwich” plus prezența a două sisteme scumpe de răcire la un moment dat au îngropat interesul pentru liniile electrice SP.
O întoarcere la idee a avut loc odată cu descoperirea conductoarelor de înaltă temperatură și a diborurii de magneziu „la temperatură medie” MgB2. Răcirea la o temperatură de 20 Kelvin (K) pentru diborură sau la 70 K (în același timp, 70 K - temperatura azotului lichid - a fost stăpânită pe scară largă, iar costul unui astfel de agent frigorific este scăzut) pentru HTSC pare interesant . Mai mult, primul supraconductor de astăzi este fundamental mai ieftin decât benzile HTSC produse prin metodele din industria semiconductoarelor.
Trei cabluri superconductoare monofazate (și treceri criogenice în fundal) din proiectul LIPA din SUA, fiecare cu un curent de 2400 A și o tensiune de 138 kV, pentru o putere totală de 574 MW.
Cifrele specifice pentru astăzi arată astfel: HTSC are un cost de conductor de 300-400 de dolari pe kA*m (adică un metru de conductor care poate rezista la kiloamperi) pentru azot lichid și 100-130 de dolari pentru 20 K, diborură de magneziu pentru un temperatura de 20 K a costat 2-10 $ pe kA*m (prețul nu s-a stabilit, ca și tehnologia), niobat de titan - aproximativ 1 $ pe kA*m, dar pentru o temperatură de 4,2 K. Pentru comparație, puterea aluminiului firele de linie costă ~5-7 dolari pe kA*m, cupru - 20.
Real pierderi de căldură Cablu SP AMPACITATE 1 km lungime si ~40 MW putere. În ceea ce privește puterea criocooler-ului și a pompei de circulație, puterea cheltuită pentru funcționarea prin cablu este de aproximativ 35 kW, sau mai puțin de 0,1% din puterea transmisă.
Desigur, adaugă faptul că cablul SP este un produs evacuat complex, care poate fi așezat doar sub pământ Cheltuieli suplimentare, cu toate acestea, acolo unde terenul pentru liniile de transport a energiei electrice costă bani semnificativi (de exemplu, în orașe), liniile electrice în societate în comun încep deja să apară, deși sub formă de proiecte pilot. Practic, acestea sunt cabluri din HTSC (ca cel mai dezvoltat), pentru tensiuni joase si medii (de la 10 la 66 kV), cu curenti de la 3 la 20 kA. Această schemă minimizează numărul de elemente intermediare asociate cu creșterea tensiunii în linia principală (transformatoare, întrerupătoare etc.) Cel mai ambițios și deja implementat proiect de cablu de alimentare este proiectul LIPA: trei cabluri de 650 m lungime, proiectate pentru transport. curent trifazat cu o capacitate de 574 MVA, care este comparabilă cu o linie electrică aeriană de 330 kV. Cea mai puternică linie de cablu HTSC până în prezent a fost pusă în funcțiune pe 28 iunie 2008.
Interesant proiect AMPACITY este implementat în Essen, Germania. Cablu de medie tensiune (10 kV cu un curent de 2300 A și o putere de 40 MVA) cu un limitator de curent supraconductor încorporat (acesta este un tehnologie interesantă, care permite, din cauza pierderii supraconductivității, deconectarea „naturală” a cablului în caz de suprasarcină din cauza unui scurtcircuit) este instalată în interiorul unei zone urbane. Lansarea a avut loc în aprilie 2014. Acest cablu va deveni un prototip pentru alte proiecte planificate în Germania pentru a înlocui cablurile de linii electrice de 110 kV cu cabluri supraconductoare de 10 kV.
Instalarea unui cablu AMPACITY este comparabilă cu tragerea cablurilor convenționale de înaltă tensiune.
Proiecte experimentale cu supraconductori diferiți sensuri diferite chiar mai mult curent și tensiune, inclusiv mai multe efectuate la noi, de exemplu, testarea unui cablu experimental de 30 de metri cu un supraconductor MgB2 răcit cu hidrogen lichid. Cablul pentru curent continuu de 3500 A și tensiune de 50 kV, creat de VNIIKP, este interesant datorită „schemei hibride”, în care răcirea cu hidrogen este în același timp o metodă promițătoare de transport a hidrogenului în cadrul ideii de „energia hidrogenului”.
Cu toate acestea, să revenim la sursele de energie regenerabilă. Modelarea LUT a avut ca scop crearea de energie 100% regenerabilă la scară continentală, în timp ce costul energiei electrice ar trebui să fie mai mic de 100 USD per MWh. Particularitatea modelului este fluxurile rezultate de zeci de gigawați între țările europene. Este aproape imposibil să transmiteți astfel de puteri în alt mod decât liniile electrice SP DC.
Datele de modelare LUT pentru Regatul Unit necesită exporturi de energie electrică de până la 70 GW, cu legăturile de 3,5 GW ale insulei disponibile astăzi și extinzându-se la 10 GW în viitorul apropiat.
Și proiecte similare există. De exemplu, Carlo Rubbia, cunoscut nouă de la reactorul cu un accelerator MYRRHA, promovează proiecte bazate pe aproape singurul producător de fire de diborură de magneziu din lume astăzi - conform ideii, un criostat cu un diametru de 40 cm ( cu toate acestea, diametrul este deja destul de greu de transportat și de așezat pe uscat ) găzduiește 2 cabluri cu un curent de 20 kA și o tensiune de +-250 kV, i.e. cu o putere totală de 10 GW, iar un astfel de criostat poate găzdui 4 conductori = 20 GW, deja aproape de LUT cerut de model și spre deosebire de convențional linii de înaltă tensiune DC, există încă o marjă mare pentru creșterea puterii. Consumul de energie pentru refrigerare și pomparea hidrogenului va fi de ~10 megawați la 100 km sau 300 MW la 3000 km - de aproximativ trei ori mai puțin decât pentru cele mai avansate linii de curent continuu de înaltă tensiune.
Propunerea lui Rubbia pentru o linie de transmisie prin cablu de 10 gigawați. O astfel de dimensiune gigantică a conductei pentru hidrogenul lichid este necesară pentru a reduce rezistența hidraulică și pentru a putea instala criostații intermediare la cel mult 100 km distanță. Există, de asemenea, o problemă cu menținerea vidului pe o astfel de țeavă (o pompă de vid cu ioni distribuiti nu este cea mai înțeleaptă soluție aici, IMHO)
Dacă creștem și mai mult dimensiunile criostatului la valorile tipice pentru conductele de gaz (1200 mm) și punem 6-8 conductori de 20 kA și 620 kV în interior (tensiunea maximă pentru cabluri dezvoltate până în prezent), atunci puterea de o astfel de „țeavă” va fi deja de 100 GW, ceea ce depășește capacitatea transmisă de conductele de gaz și petrol în sine (dintre care cele mai puternice transmit echivalentul a 85 GW de putere termică). Problema principala Este posibil să se conecteze o astfel de coloană vertebrală la rețelele existente, dar adevărul este că tehnologia în sine este deja aproape disponibilă.
Ar fi interesant de estimat costul unei astfel de linii.
Partea de construcție va domina evident. De exemplu, așezarea cablurilor HVDC de 800 km 4 în proiectul german Sudlink va costa ~8-10 miliarde de euro (acest lucru se știe, deoarece prețul proiectului a crescut de la 5 la 15 miliarde după trecerea de la linia aeriană la cablu). Costul de așezare a 10-12 milioane de euro pe km este de aproximativ 4-4,5 ori mai mare decât cost mediu pozarea conductelor de gaze, judecând după acest studiu.
În principiu, nimic nu împiedică utilizarea unei tehnologii similare pentru așezarea liniilor electrice grele, cu toate acestea, principalele dificultăți aici sunt vizibile în stațiile terminale și conectarea la rețelele existente.
Dacă luăm ceva între gaz și cabluri (adică 6-8 milioane de euro pe km), atunci costul supraconductorului se va pierde cel mai probabil în costul construcției: pentru o linie de 100 de gigawați, costul societății mixte. va fi de ~ 0,6 milioane USD pe 1 km, dacă luați o asociere în participație costă 2 USD pe kA*m.
Apare o dilemă interesantă: „megamainele” ale asocierii în participațiune se dovedesc a fi de câteva ori mai scumpe decât rețelele de gaz cu capacitate comparabilă (permiteți-mi să vă reamintesc că totul este în viitor. Astăzi situația este și mai gravă - trebuie să recuperăm activitatea de cercetare și dezvoltare pe linii electrice în asociere), și de aceea se construiesc conducte de gaz, dar nu și întreprinderi în participațiune -Linii electrice. Cu toate acestea, pe măsură ce sursele de energie regenerabilă cresc, această tehnologie poate deveni atractivă și poate suferi o dezvoltare rapidă. Deja astăzi, proiectul Sudlink ar putea fi realizat sub forma unui cablu de societate în comun, dacă tehnologia ar fi gata. Adaugă etichete
