Будівництво ліній електропередачі ультрависокої напруги відкривало захоплюючі перспективи – можливість швидко, з мінімальними втратами перекидати електроенергію та потужність на тисячі кілометрів з енергонадлишкових регіонів країни до енергодефіцитних.
Першим у світі «широтним» лініям електропередачі належало пов'язати докупи п'ять об'єднаних енергосистем Радянського Союзу – Сибіру, Казахстану, Уралу, Волги, Центру. Електропередача Сибір – Казахстан – Урал будувалася та вводилася в експлуатацію поетапно.
24 березня 1977 року ЦК КПРС та Радмін СРСР прийняли Постанову №243 "Про створення Екібастузького паливно-енергетичного комплексу та будівництва лінії електропередачі постійного струму напругою 1500 кВ Екібастуз-Центр". Цією постановою було передбачено ефективніше розвивати паливно-енергетичний комплекс, реалізувати енергетичну програму СРСР, де Казахстан передбачав у найближчі роки одну з ключових ролей у радянській енергетиці. Тоді Казахстан посідав третє місце серед республік СРСР із виробництва електроенергії.
Враховуючи незліченні запаси вугілля та масштаби його видобутку, було ухвалено рішення про будівництво в Екібастузі великих теплових електростанцій у безпосередній близькості від розрізів, щоб скоротити до мінімуму витрати на транспортування вугілля. З введенням в експлуатацію енергоблоків на ГРЕС, що будуються, Казахстан не тільки повністю забезпечував електроенергією народне господарство республіки, але й мав можливість передавати електроенергію в інші регіони колишнього Радянського Союзу.
Для цих цілей і було прийнято рішення будівництва електроліній 500 кВ і унікальної лінії електропередачі надвисокої напруги 1150 кіловольт змінного струму Екібастуз-Урал протяжністю 900 км з підстанціями в Екібастузі, Кокчетаві, Кустанаї 500 кВ.
Техніко-економічне обґрунтування електропередачі 1150 р. здійснювалося відділенням далеких передач інституту "Енергомережапроект". Розробка проектно-кошторисної документації проводилася тим самим інститутом.
Генеральним підрядником з будівництва електропередачі були за ВН-1150 кВ – трест "Спецмережа". По будівництву об'єктів ПС 1150 кВ Екібастузька – трест "Екібастузенергобуд". По будівництву підстанцій у Кокчетаві, Кустанаї та Челябінську - трест "Южураленергобуд".
Розробкою обладнання для унікальної електропередачі займалися десятки наукових центрів та інститутів. Наприклад, автотрансформатори АОДЦТ-66700 розробляв та виготовляв НВО "Запоріжтрансформатор". Реактори шунтуючі РОДЦ-300000/1150 - Московський завод "Електросила", повітряні вимикачі ВНВ-1150 розробив НВО "Уралелектроважмаш". Порожнистий провід для ошинування обладнання ОРУ-1150 виготовив Московський електротехнічний завод АН СРСР у співдружності з інститутами, енергетиками та працівниками інших галузей промисловості. Для електропередачі були створені нові класи контактних та ізоляційних матеріалів, апаратури релейного захисту, автоматики та зв'язку, розрахованої на безвідмовну та тривалу роботувузлів та агрегатів при надвисоких навантаженнях.
Будівництво ПЛ-1150 кВ здійснювалося кількома пересувними мехколонами та випереджало будівництво підстанцій. Будівництво першої із чотирьох підстанцій розпочалося генпідрядником СУЭПК, начальник Ю.А. Казанцев Для підвищення індустріалізації та скорочення термінів будівництва проектними інститутами було прийнято вдосконалені конструкції зі збиранням окремих вузлів на складальних майданчиках.
Наявна на той час практика підстанційного будівництва на об'єктах ПС-1150 кВ була неприйнятною, оскільки маслонаповнене електротехнічне обладнання, яке монтується на майданчику, важило понад 500 тонн. Металоконструкції лінійних та коміркових порталів важили до 30 тонн і монтувалися на висоті 40 і більше метрів за значних габаритів.
Підрядниками для їх монтажу застосовувалась на той період передова мобільна вантажопідйомна техніка, крани "Като", "Дніпро", "Січень", ДЕК-50, автовежі "Магірус-Бронто-33", АГП-22 та ін.
Використовуючи вищеназвану техніку в обмежених умовах майданчика, будівельникам та монтажникам доводилося виявляти кмітливість для організації безаварійної роботи механізмів.
При великій концентрації механізмів на майданчиках будівництва було вдало застосовано кільцеву схему тимчасового електропостачання, що виключає відключення і пошкодження ліній при пересуванні механізмів.
Для координації вищезгаданих заходів в Екібастузі працювала група робочого проектування Одеської філії інституту "Оргенергобуд" (очолював її В.Х. Кім), яка розробляла проекти виконання робіт на технологічні процеси монтажу будівельних конструкційта обладнання.
Великий обсяг робіт з монтажу металоконструкцій ОРУ-500 кВ та ОРУ-1150 кВ було виконано ділянкою під керівництвом О.В. Музика тресту "Електросередомонтаж". Монтаж всього маслонаповненого обладнання та його ревізію виконав
ділянку на чолі з М.Є. Семеновим цього ж тресту.
Будівельні та монтажні роботи з укладання кабельних лотків та каналів, монтажу стійок УСО, влаштування доріг та переїздів виконало СУЭПК (начальник ділянки В.І. Веселов).
За своїм технічним оснащенням первісток казахстанської енергетики надвисокої напруги ПС-1150 кВ була унікальною спорудою, якій не було аналогів у світі. Саме обладнання на ПС-1150 кВ вважалося технічно складним для експлуатації та вимагало від експлуатуючого персоналу особливих знаньта особливого ставлення до своєї роботи. Саме такими якостями мали Ю.М. Пакулін, начальник підстанції, Л.Р. Бесєдін, заступник начальника ПС, Г.І. Пілюгін, майстер з ремонту повітряних вимикачів. Оперативно-диспетчерський персонал – Н.І. Токманцеца, І.П. Долгов, О.М. обко, А.В. Аксінін. Провідні інженери групи релейного захисту та автоматики О.М. Юхно, І.Т. Фінк, К. Єргалієв - електрослюсар з ревізії та налагодження маслонаповненого обладнання та ін. Безперебійною роботою підрядних організацій, зайнятих у цілодобовому режимі, керував штаб будівництва на чолі з головним інженером тресту "Екібастузенергобуд" М. Барковським.
У передпусковий період протягом тривалого часу на майданчику ПС-1150 кВ практично мешкала група провідних спеціалістів об'єднання на чолі з головним інженером ПЗ "Дальні електропередачі" О.О. Нікітіним. Після чотирирічної напруженої роботи багатьох підрядних, пусконалагоджувальних та шефських заводських організацій, що беруть участь у створенні унікальної підстанції, в останніх числах липня 1985 року вперше у світовій практиці було подано напругу на унікальне обладнання підстанції Екібастузька 1150 кВ, призначене для передачі електроенергії по лінії підстанції ціна в Кокчетава | Почалося промислове випробування першої черги найбільшого енергомосту.
Вперше у світовій практиці промислового споживання отримано електроенергію змінного струму надвисокої напруги 1150 кВ.
На честь такої події було проведено мітинг на території ПС-1150 кВ за участю громадськості міста.
На знімку відбито момент передачі символічного ключа від будівельників експлуатаційникам. Фото Б.КИРИЧЕК, учасника будівництва електропередачі змінного струму 1150 кВ Екібастуз-Урал.
Так у 1987 році була здана ділянка цієї лінії від Екібастузу до Чебаркуля протяжністю 432 кілометри на рівні напруги 1150 кВ. Жодна інша лінія у світі не здатна працювати під такою високою напругою. Ділянка мала видавати потужність від двох побудованих Екібастузьких ДРЕС на підстанцію 1150 кВ у Чебаркулі. Диспетчерське найменування: Костанайська-Челябінська. Пропускна здатністьлінії досягала 5500 МВт.
Прокладена від Екібастузу через Кокчетаєв та Кустанай аж до Челябінська, ЛЕП-1150 з'єднала енергосистеми Казахстану та Росії. Середня висота опор лінії складає 45 метрів. Вага провідників приблизно 50 тонн.
Унікальна високовольтна лінія електропередачі «Сибір-Центр» проектної напруги 1150 кВ коштувала країні 1,3 трлн. карбованців. Одночасно з нею йшло будівництво лінії електропередач постійного струму 1500 кВ Екібастуз - Центр.
На території Казахстану ЛЕП-1150 кВ Екібастуз-Кокчетав-Кустанай працювала на номінальній напрузі 1150 кВ з 1988 до 1991 року.
Завершення будівництва «широтних» ЛЕП 1150 та 1500 кВ планувалося у 1995 році, проте через розпад СРСР проект залишився незакінченим. Більшість лінії виявилася «за кордоном», оскільки приблизно 1400 з 1900 км лінії «Барнаул-Екібастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябінськ» знаходиться в Казахстані.
«Лінію збудували, але використати її, окупивши витрачені гроші, так і не довелося. Спочатку під час розпаду СРСР перестали працювати обидві електростанції в Екібастузі, їх продали американцям фактично як брухт. Потім і лінію демонтували на ділянці, що проходить Казахстаном. А ділянка від Петропавловська до Чебаркуля експлуатується на напрузі 500 кіловольт і практично не завантажена. Але опори-чарки стоять».Заступник керуючого Челябенерго Володимир Михайлович Козлов
У 2012 році Олег Дерипаска заявив про намір En+ відродити проект будівництва енергомосту Сибір - Казахстан - Урал на основі надвисоковольтної ЛЕП.
Зміст:
Один із стовпів сучасної цивілізації – це електропостачання. Ключову роль ньому виконують лінії електропередачі – ЛЕП. Незалежно від віддаленості генеруючих потужностей кінцевих споживачів, потрібні протяжні провідники, які з'єднують. Далі розповімо більш детально у тому, що собою представляють ці провідники, іменовані як ЛЕП.
Якими бувають повітряні ЛЕП
Проводи, прикріплені до опор, – це повітряні ЛЕП. Сьогодні освоєно два способи передачі електроенергії на великі відстані. Вони засновані на змінному та постійному напруженні. Передача електроенергії при постійній напрузі поки що менш поширена порівняно зі змінною напругою. Це тим, що постійний струм сам собою генерується, а виходить із змінного струму.
З цієї причини потрібні додаткові електричні машини. А вони стали з'являтися відносно нещодавно, оскільки в їхній основі використовуються потужні напівпровідникові прилади. Такі напівпровідники з'явилися лише 20–30 років тому, тобто приблизно у 90-х роках ХХ століття. Отже, до цього часу вже були побудовані в велику кількістьЛЕП змінного струму. Відмінності ліній електропередач показано далі на схематичному зображенні.
Найбільші втрати спричиняє активний опірматеріалу дротів. При цьому немає значення, який струм - постійний або змінний. Для їх подолання напруга на початку передачі підвищується якнайбільше. Вже подолано рівень в один мільйон вольт. Генератор Г живить ЛЕП змінного струму через трансформатор Т1. А наприкінці передачі напруга знижується. ЛЕП живить навантаження Н через трансформатор Т2. Трансформатор є найпростішим і найнадійнішим інструментом перетворення напруги.
У читача, мало знайомого з електропостачанням, швидше за все, постає питання про сенс передачі електроенергії на постійному струмі. А причини суто економічні – передача електроенергії на постійному струмі саме у самій ЛЕП дає велику економію:
- Генератор виробляє трифазну напругу. Отже, три дроти для електропостачання на змінному струмі потрібні завжди. А на постійному струмі всю потужність трьох фаз можна передати двома проводами. А при використанні землі як провідника – по одному дроту. Отже, економія лише на матеріалах виходить триразовою на користь ЛЕП на постійному струмі.
- Електричні мережі змінного струму при об'єднанні в одну загальну системуповинні мати однакове фазування (синхронізацію). Це означає, що миттєве значення напруги в електромережах, що з'єднуються, повинно бути однаковим. Інакше між фазами електромереж, що з'єднуються, буде різниця потенціалів. Як наслідок з'єднання без фазування – аварія, яка можна порівняти з коротким замиканням. Для електромереж постійного струму взагалі не характерна. Для них має значення лише діюча напругана момент з'єднання.
- Для електричних ланцюгів, що працюють на змінному струмі, характерний імпеданс, пов'язаний з індуктивністю та ємністю. Імпеданс є також і ЛЕП змінного струму. Чим протяжніша лінія, тим більше імпеданс і втрати, пов'язані з ним. Для електричних кіл постійного струму поняття імпедансу не існує, як і втрат, пов'язаних із зміною напрямку руху електричного струму.
- Як згадувалося в п. 2, для стабільності в енергосистемі потрібна синхронізація генераторів. Але чим більше система, що працює на змінному струмі, і, відповідно, кількість електрогенераторів, тим складніше їх синхронізувати. А для енергосистем постійного струму будь-яка кількість генераторів нормально працюватиме.
Через те, що сьогодні немає достатньо потужних напівпровідникових або інших систем для перетворення напруги, достатньо ефективної та надійної, більшість ЛЕП, як і раніше, працює на змінному струмі. З цієї причини зупинимося тільки на них.
Ще один пункт у класифікації ліній електропередач – це їх призначення. У зв'язку з цим лінії поділяються на
- наддалекі,
- магістральні,
- розподільні.
Їх конструкція принципово відрізняється через різні величини напруги. Так, у наддальних ЛЕП, що є системоутворюючими, застосовуються найвищі напруження, які тільки існують на нинішньому етапі розвитку техніки. Розмір у 500 кВ їм мінімальної. Це пояснюється значним видаленням один від одного потужних електростанцій, кожна з яких є основою окремої енергосистеми.
Усередині неї існує своя розподільча мережа, завдання якої – забезпечення великих групкінцевих споживачів. Вони приєднані до розподільних підстанцій з напругою 220 або 330 кВ на високій стороні. Ці підстанції є кінцевими споживачами для магістральних ЛЕП. Оскільки енергетичний потік вже наблизився до поселень, напругу необхідно зменшити.
Розподіл електроенергії виконують ЛЕП, напруга яких 20 та 35 кВ для житлового сектора, а також 110 та 150 кВ – для потужних промислових об'єктів. Наступний пункт класифікації ліній електропередач – за класом напруги. За цією ознакою ЛЕП можна пізнати візуально. До кожного класу напруги характерні відповідні ізолятори. Їхня конструкція – це свого роду посвідчення лінії електропередачі. Ізолятори виготовляються збільшенням числа керамічних чашок відповідно до збільшення напруги. А його класи в кіловольтах (включаючи напруги між фазами, прийняті для країн СНД) такі:
- 1 (380 В);
- 35 (6, 10, 20);
- 110…220;
- 330…750 (500);
- 750 (1150).
Крім ізоляторів, характерними ознаками є дроти. Зі збільшенням напруги дедалі більше проявляється ефект коронного електричного розряду. Це явище відбирає енергію та зменшує ефективність електропостачання. Тому для ослаблення коронного розряду зі збільшенням напруги, починаючи з 220 кВ, використовуються паралельні дроти – по одному на кожні приблизно 100 кВ. Деякі з повітряних ліній різних класів напруги показані далі на зображеннях:
Опори ЛЕП та інші помітні елементи
Для того, щоб провід надійно утримувався, застосовуються опори. У найпростішому випадку це дерев'яні стовпи. Але така конструкція застосовна лише до ліній до 35 кВ. А зі збільшенням цінності деревини в цьому класі напруги все більше використовуються опори із залізобетону. У міру збільшення напруги дроту необхідно піднімати вище, а відстань між фазами робити більше. У порівнянні опори виглядають так:
Загалом, опори – це окрема тема, яка досить широка. З цієї причини в деталі теми опор ліній електропередач тут не заглиблюватимемося. Але щоб коротко та ємно показати читачеві її основу, продемонструємо зображення:
На закінчення інформації про повітряні ЛЕП згадаємо ті додаткові елементи, що зустрічаються на опорах і добре помітні. Це
- системи захисту від блискавки,
- а також реактори.
Крім перелічених елементів, лініях електропередачі застосовується ще кілька. Але залишимо їх за рамками статті та перейдемо до кабелів.
Кабельні лінії
Повітря – це ізолятор. На цій його властивості засновані повітряні лінії. Але є й інші ефективніші матеріали-ізолятори. Їхнє застосування дозволяє набагато зменшити відстані між фазними провідниками. Але ціна такого кабелю виходить настільки велика, що не може бути мови про його використання замість повітряних ЛЕП. З цієї причини кабелі прокладають там, де є проблеми з повітряними лініями.
Який представляв тодішнє бачення про переведення Європи на рейки відновлюваної енергетики. Основою “зеленої енергетики” ЄС мали стати теплові електростанції з концентрацією сонячної енергії, розташовані в пустелі Сахара, здатні запасати енергію як мінімум на вечірній пік споживання, коли звичайна фотовольтаїка вже не працює. Особливістю проекту мали стати найпотужніші лінії електропередач (ЛЕП) на десятки гігават, з дальністю від 2 до 5 тисяч км.
СЕС подібного роду мали стати основною європейською відновлюваною енергетикою.
Проект проіснував близько 10 років, і потім був покинутий концернами-засновниками, оскільки дійсність Європейської зеленої енергетики виявилася зовсім іншою і більш прозаїчною - китайська фотовольтаїка і наземна вітрогенерація, що розміщується в самій Європі, а ідея тягнути енергетичні магістралі через Лівію та Сирію - надто .
Планувалися в рамках desertec ЛЕП: три основні напрямки з потужністю по 3х10 гігават (на картинці одна з більш слабких версійз 3х5) та кілька підводних кабелів.
Однак, потужні ЛЕП виникли в проекті desertec не випадково (кумедно, до речі, що площа землі під ЛЕП у проекті виходила більшою за площу землі під СЕС) - це одна з ключових технологій, яка може дозволити ВІЕ-генерації зрости до переважної частки, і навпаки: за відсутності технології передачі енергії на великі відстані ВІЕ, цілком можливо, приречені на не більш ніж частку 30-40% в енергетиці Європи.
Взаємна синергія трансконтинентальних ЛЕП та ВІЕ досить добре видно на моделях (наприклад, у гігантській моделі LUT, а також у моделі В'ячеслава Лактюшина): об'єднання багатьох районів вітрової генерації, віддалених на 1-2-3 тисячі кілометрів один від одного, руйнує взаємну кореляціюрівня вироблення (небезпечну загальними провалами) і вирівнює обсяг енергії, що надходить у систему. Питання лише в тому, якою ціною і з якими втратами можна передавати енергію на такі відстані. Відповідь залежить від різних технологій, яких на сьогодні по суті три: передача змінним струмом, постійним та надпровідним дротом. Хоча такий поділ трошки неправильно (надпровідник може бути зі змінним та постійним струмом), але з системної точкизору правомірно.
Втім, техніка для передачі високовольтної напруги, на мій погляд, є однією з найфантастичніших. На фото випрямна станція на 600 кВ.
Традиційна електроенергетика з самого початку йшла шляхом об'єднання електрогенерації за допомогою високовольтних ЛЕП зі змінним струмом, діставшись у 70-х роках до 750-800-кіловольтних ЛЕП, здатних передавати 2-3 гігавати потужності. Такі ЛЕП підійшли до меж можливостей класичних мережзмінного струму: з одного боку, за системними обмеженнями, пов'язаними зі складністю синхронізації мереж протяжністю в багато тисяч кілометрів і бажанням розділити їх на енергорайони, пов'язані відносно невеликими страхуючими лініями, а з іншого боку, через наростання реактивної потужностіта втрат такої лінії (пов'язаної з тим, що зростає індуктивність лінії та ємнісний зв'язок на землю).
Не зовсім типова картина в енергетиці Росії в момент написання статті, але зазвичай перетікання між районами не перевищують 1-2 ГВт.
Втім, вигляд енергосистем 70х-80х років не вимагав потужних і далеких ліній електропередач - електростанцію найчастіше було зручніше підсунути до споживачів, і єдиним винятком були тодішні ВДЕ - гідрогенерація.
Гідроелектростанції, саме бразильський проект ГЕС Ітайпу в середині 80-х роках призвели до появи нового чемпіона з передачі електроенергії багато і далеко - ЛЕП постійного струму. Потужність бразильського лінка - 2х3150 МВт при напрузі +-600 кВ на дальність 800 км, проект реалізований фірмою ABB. Такі потужності ще на межі доступного ЛЕП змінного струму, проте великі втрати окупали проект із конвертацією в постійний струм.
ГЕС Ітайпу потужністю 14 ГВт – досі друга у світі за потужністю ГЕС. Частина енергії, що виробляється, передається по HVDC лінку в район Сан-Паоло і Ріо де Жайнейро.
Порівняння ЛЕП змінного (AC) та постійного (DC) струму. Порівняння трохи рекламне, т.к. при однаковому струмі (скажімо 4000 А) ЛЕП змінного струму 800 кВ матимемо потужність 5,5 ГВт проти 6,4 ГВт у ЛЕП DC, щоправда з удвічі більшими втратами. З однаковими втратами, дійсно потужність буде відрізнятись у 2 рази.
Розрахунок втрат для різних варіантів ЛЕП, які передбачалося використовувати у проекті Desertec.
Зрозуміло, є і мінуси, і суттєві. По-перше, постійний струм в енергосистемі змінного струму вимагає випрямлення з одного боку та «закривлення» (тобто генерації синхронного синуса) з іншого. Коли мова йдепро багатьох гігаватів і сотень кіловольт - це виконується дуже нетривіальним (і дуже красивим!) обладнанням, яке обходиться у багато сотень мільйонів доларів. Крім того, до початку 2010-х років ЛЕП ПТ могли бути лише виду «точка-точка», оскільки не існувало адекватних вимикачів на такі напруги та потужності постійного струму, а отже, за наявності багатьох споживачів неможливо було відсікти одного з них з коротким замиканням. тільки погасити всю систему. Отже основне застосування потужних ЛЕП ПТ - зв'язок двох енергорайонів, де були потрібні великі перетікання. Буквально лише кілька років тому ABB (один із трьох лідерів у створенні обладнання HVDC) зуміли створити “гібридний” тиристорно-механічний вимикач (подібний до ідей з комутатором ІТЕР), який здатний на таку роботу, і зараз будується перша високовольтна ЛЕППТ "крапка-мультиточка" North-East Angra в Індії.
Гібридний вимикач ABB недостатньо виразний (і не дуже засвічений), зате є мегапафосне індуське відео зі збирання механічного вимикача на напругу 1200 кВ – вражаюча машина!
Проте технологія ПТ-енергетики розвивалася і дешевшала (багато в чому завдяки розвитку силових напівпровідників), і до появи гігаватів ВІЕ-генерації виявилася цілком готовою для того, щоб почати приєднувати віддалені потужні гідроелектростанції та вітропарки до споживачів. Особливо багато таких проектів реалізовано у Останніми рокамив Китаї та Індії.
Однак думка йде далі. У багатьох моделях можливості ПТ-ЛЕП із передачі енергії використовуються для вирівнювання ВІЕ-мінливості, яка є найважливішим факторомна шляху впровадження 100% ВДЕ у великих енергосистемах. Більш того, такий підхід вже реалізується на ділі: можна навести приклад 1,4 гігаватного лінка Німеччина-Норвегія, покликаного компенсувати мінливість німецької вітрогенерації норвезькими ГАЕС і ГЕС і 500 мегаватного лінка в умовах посухи.
Велика заслуга у поширенні HVDC належить також прогресу в кабелях (оскільки HVDC - це морські проекти), які за останні 15 років підвищили доступний клас напруги з 400 до 620 кВ
Втім, подальшому поширенню заважає як дорожнеча самих ЛЕП подібного калібру (наприклад, найбільша у світі ЛЕП ПТ Xinjiang - Anhui 10 ГВт на 3000 км коштуватиме китайцям приблизно 5 мільярдів доларів), так і нерозвиненість рівноцінних районів ВІЕ-генерації. відсутність довкола великих споживачів (наприклад, Європи чи Китаю) порівнянних великих споживачів з відривом до 3-5 тисяч кілометрів.
У тому числі близько 30% вартості ЛЕП ПТ ліній складають такі конвертерні станції.
Однак якщо з'явиться технологія ЛЕП одночасно і дешевше і з меншими втратами (які визначають максимальну розумну довжину?). Наприклад, ЛЕП із надпровідним кабелем.
Приклад реального надпровідного кабелю для AMPACITY проекту. У центрі формер з рідким азотом, на ньому розташовані 3 фази надпровідного дроту зі стрічок з високотемпературним надпровідником, розділені ізоляцією, зовні мідний екран, ще один канал з рідким азотом, оточений багатошарової екранно-вакуумної теплоізоляції всередині вакуумної порожнини, і зовні - захисна полімерна оболонка .
Зрозуміло, перші проекти надпровідних ЛЕП та їх економічні розрахунки з'явилися не сьогодні і не вчора, а ще на початку 60-х років одразу після відкриття “промислових” надпровідників на основі інтерметалідів ніобію. Однак для класичних мереж без ВІЕ місця таким СП ЛЕП не знаходилося - і з точки зору розумної потужності та вартості таких ЛЕП, і точки зору обсягу розробок, необхідних для впровадження їх у практику.
Проект надпровідної кабельної лінії з 1966 року - 100 ГВт на 1000 км, з явною недооцінкою вартості кріогенної частини та перетворювачів напруги
Економіка надпровідної лінії визначається, по суті, двома речами: вартістю надпровідного кабелю та втратами енергії на охолодження. Початкова ідея використання ніобієвих інтерметалідів спіткнулася про дорожнечу охолодження рідким гелієм: внутрішню “холодну” електричну збірку необхідно тримати у вакуумі (що не так складно) і додатково оточити охолоджуваним рідким азотом екраном, інакше тепловий потік на температурі 4,2Кв. Такий бутерброд плюс наявність двох дорогих систем охолодження свого часу поховали інтерес до СП-ЛЕП.
Повернення до ідеї відбулося з відкриттям високотемпературних провідників та “середньотемпературного” дибориду магнію MgB2. Охолодження на температурі 20 Кельвінів (К) для дибориду або на 70 К (при цьому 70 К – температура рідкого азоту – широко освоєна, і вартість такого холодоагенту невисока) для ВТСП виглядає цікавим. При цьому перший надпровідник на сьогодні принципово дешевший, ніж напівпровідникова промисловість ВТСП-стрічки, що виготовляються методами.
Три однофазні надпровідні кабелі (і введення в кріогенну частину на задньому плані) проекту LIPA в США, кожен зі струмом 2400 А і напругою 138 кВ, загальною потужністю 574 МВт.
Конкретні цифри на сьогодні виглядають так: ВТСП має вартість провідника в 300-400 доларів за кА*м (тобто метр провідника, що витримує кілоампер) для рідкого азоту та 100-130 доларів для 20 К, диборид магнію для температури 20 К має вартість 2-10 $ за кА*м (ціна не встоялася, як і технологія), ніобат титану - близько 1 $ за кА*м, але вже для температури в 4.2 К. Для порівняння, алюмінієві проводи ЛЕП обходяться в ~5-7 доларів за кА*м, мідні - 20.
Реальні теплові втратиСП кабелю AMPACITY довжиною 1 км та потужністю ~40 МВт. У перерахунку на потужність криокуллера і циркуляційного насоса потужність, що витрачається на роботу кабелю, - близько 35 кВт, або менше 0,1% потужності, що передається.
Звичайно, те, що СП кабель - це складний вакуумований виріб, який можна прокладати тільки під землею, додає додаткових витрат, проте там, де земля під ЛЕП коштує значних грошей (наприклад, у містах), СП ЛЕП вже починають з'являтися, нехай поки що у вигляді пілотних проектів. В основному, це кабелі з ВТСП (як найбільш освоєні), на низьку та середню напругу (від 10 до 66 кВ), зі струмами від 3 до 20 кА. Така схема мінімізує кількість проміжних елементів, пов'язаних з підвищенням напруги в магістраль (трансформаторів, вимикачів тощо). Найбільш амбітним і вже реалізованим проектом силового кабелю є проект LIPA: три кабелі завдовжки 650 м трифазного струмупотужністю 574 МВА, що можна порівняти з повітряною лінією електропередачі на 330 кВ. Введення в експлуатацію найпотужнішої на сьогоднішній день ВТСП кабельної лінії відбулося 28 червня 2008 р.
Цікавий проект AMPACITY реалізований в Ессені, Німеччина. Кабель середньої напруги (10 кВ зі струмом 2300 А потужністю 40 МВА) з вбудованим надпровідним обмежувачем струму (це активно розвивається цікава технологія, що дозволяє за рахунок втрати надпровідності "природно" відключати кабель у разі перевантаження коротким замиканням) встановлено всередині міської забудови. Запуск здійснено у квітні 2014 р. Цей кабель стане прототипом для інших проектів, запланованих у Німеччині із заміни 110 кВ кабелів ЛЕП на надпровідні 10 кВ кабелі.
Встановлення кабелю AMPACITY можна порівняти з протяжкою звичайних високовольтних кабелів.
Експериментальних проектів з різними надпровідниками різні значенняструму та напруги ще більше, у тому числі дещо виконано в нашій країні, наприклад, випробування експериментального 30-метрового кабелю з надпровідником MgB2, що охолоджується рідким воднем. Кабель під постійний струм 3500 А та напруга 50 кВ, створеної ВНДІКП цікавий «гібридною схемою», де охолодження воднем одночасно є перспективним методом транспортування водню в рамках ідеї «водневої енергетики».
Однак повернемося до ВДЕ. Моделювання LUT було націлене на створення 100% ВІЕ генерації в масштабах континентів, при цьому вартість електроенергії мала скласти менше 100 доларів за МВт*год. Особливість моделі - в перетоках, що вийшли, в десятки гігават між європейськими країнами. Такі потужності практично неможливо передати крім СП ЛЕП постійного струму.
Дані моделювання LUT для Великобританії вимагають експорту електроенергії, що сягає 70 ГВт, за наявності на сьогодні лінків острова в 3,5 ГВт і розширення цього значення до 10 ГВт у доступній для огляду перспективі.
І такі проекти існують. Наприклад Карло Руббіа, знайомий нам по реактору з прискорювальним драйвером MYRRHA, просуває проекти на базі чи не єдиного на сьогодні у світі виробника стрендів з дибориду магнію - за задумом кріостат діаметром 40 см (втім, вже досить складний для транспортування та укладання на суші діаметр ) вміщує 2 кабелі зі струмом 20 кА і напругою +-250 кВ, тобто. загальною потужністю 10 ГВт, причому в такому кріостаті можна розмістити 4 провідники = 20 ГВт, вже близько до необхідного моделі LUT, причому на відміну від звичайних високовольтних ліній постійного струму, тут є ще великий запас підвищення потужності. Витрати потужності на рефрижерацію і прокачування водню становитимуть ~10 мегават на 100 км, або 300 МВт на 3000 км - десь утричі менше, ніж для передових високовольтних ліній постійного струму.
Пропозиція Руббія по 10-гігаватній кабельній ЛЕП. Такий гігантський розмір труби для рідкого водню потрібен для того, щоб зменшити гідравлічний опір і мати можливість ставити проміжні кріостанції не частіше 100 км. Є проблема і з підтримкою вакууму на такій трубі (розподілений іонний вакуумний насос - не наймудріше рішення тут, ІМХО)
Якщо далі збільшити розміри кріостата до значень, характерних для газопроводів (1200 мм), і укласти всередину 6-8 провідників на 20 кА і 620 кВ (максимальна освоєна на сьогодні напруга для кабелів), то потужність такої "труби" складе вже 100 ГВт, що перевищує потужності, що передаються самими газо-і нафтопроводами (найпотужніші з яких передають еквівалент 85 ГВт теплових). Головною проблемоюможе стати приєднання такої магістралі до існуючим мережамПроте факт, що сама технологія вже майже доступна.
Цікаво прикинути вартість такої лінії.
Домінуватиме, очевидно, будівельна частина. Наприклад, прокладка 800 км 4 HVDC кабелів у німецькому проекті Sudlink коштуватиме ~8-10 мільярдів євро (це відомо, оскільки проект подорожчав з 5 до 15 мільярдів після переходу з повітряної лініїна кабель). Вартість прокладки в 10-12 млн євро за км приблизно в 4-4,5 рази вища, ніж Середня вартістьпрокладання газопроводів, судячи з цього дослідження.
В принципі, нічого не заважає застосовувати подібну техніку для прокладання надпотужних ліній електропередач, втім, основні складності тут видно в кінцевих станціях та підключення до наявних мереж
Якщо взяти щось середнє між газом і кабелями (тобто 6-8 млн. євро за км), то вартість надпровідника швидше за все загубиться у вартості будівництва: для 100-гігаватної лінії вартість СП складе ~0,6 млн. доларів на 1 км, якщо взяти СП вартість 2$ за кА*м.
Вимальовується цікава дилема: СП “мегамагістралі” виявляються в кілька разів дорожчими за газові магістралі за порівнянною потужністю (нагадаю, що це все в майбутньому. Сьогодні ситуація ще гірша - потрібно окупити НДДКР на СП-ЛЕП), і саме тому будуються газопроводи, але не СП -ЛЕП. Однак у міру зростання ВДЕ ця технологія може стати привабливою та отримати бурхливий розвиток. Вже сьогодні проект Sudlink, можливо, виконувався б у вигляді СП-кабелю, якби технологія була б готова. Додати теги
Одного чудового травневого дня в мене з'явилася можливість побувати в одного з найграндіозніших переходів ЛЕП у світі. Йдеться про переходи високовольтних ліній 330 кВ та 750 кВ через Каховське водосховище на Україні.
Прибувши на місце, я насамперед зняв проміжні опори в полях за Іллінкою. Це був своєрідний «розгін» перед фотосесією перехідних опор-гігантів, які манили мене з боку водосховища)
Насамперед я зняв опори двох одноланцюгових ЛЕП 330кВ. Опори були П-подібні залізобетонні, внутрішніми зв'язками- ПВС. На знімку ці опори відображені на тлі жовтого поляз ріпаком.
Паралельно лінії 330кВ повз Іллінку проходила ЛЕП 750кВ. Особливо мені сподобалася проміжна опора 750кВ елегантного вигляду.
Якщо проміжна опора ЛЕП 750кВ виглядає досить елегантно, як жирафа, то анкерні опори цієї лінії в порівнянні з нею широкі і міцно скроєні кріпаки. Саме біля цієї опори я почав слухати лінію. Всі знають, що ЛЕП гудуть чи тріщать, і зазвичай чим вищий клас напруга, тим більше сильніший шум. Я пам'ятав, що ЛЕП 750кВ гуде голосно, але на свій подив виявив під лінією мертву тишу - зовсім нічого, ЛЕП явно не працювала! А ЛЕП 330кВ неподалік тріщали досить сильно.
Потім, я змусив анкерну опору ЛЕП 750кВ «потримати» сонце на своїх дротах)))
Тепер треба передислокуватися до перехідних опор, що виднілися на горизонті, по дорозі до них я зняв кілька опор 330кВ і 750кВ.
Саме тут я вперше зустрів опори типу «чарка» на лінії 330кВ, на кшталт вони були схожими на чарки ліній 500кВ.
Щиро кажучи, трохи типів опор викликали в мене такі емоції, як ця. Тріск під нею стояв неймовірний. Проводи ніби стелилися по землі. Вражала масивність цього чудовиська!
Кінцева опора 330кВ була передвісником переходу через «море». Нарешті зробив перший знімок перехідних опор.
А тепер про історію створення переходів. У 70-ті роки минулого століття, на півдні Запорізької області, на лівому березі Каховського водосховища було споруджено Запорізьку ГРЕС потужністю 3 млн. 600 тис. кВт. Економічно необхідно було побудувати дві лінії електропередачі напругою 330 кВ, у Нікопольський енергорайон, розташований на правому березі водосховища. Перехід ліній через водяні простори такої протяжності в Радянському Союзі раніше не споруджувався.
Для першого споруджуваного переходу (330 кВ) проектувальники вибрали повітряний варіант лінії (кабельний підводний варіант був нерентабельний, складний у будівництві та експлуатації). Довжина переходу між крайніми перехідними опорами становила цілих 5,15 км (!), а безпосередньо над водою – 4,6 км. Перехід був виконаний дволанцюговим.
 |
| Берегова перехідна опора ЛЕП 330кВ |
На переході 330кВ встановлено сім перехідних опор анкерного типу заввишки 90 та 100 метрів, з яких п'ять встановлені в акваторії водосховища. Перехід прийнято за схемою К-А-А-А-А-А-К (К - кінцева опора, А - анкерна). Довжини прольотів ЛЕП 330 кВ становлять 810 - 920 м. Дволанцюгові опори баштового типу виконані з кутового прокату, що пройшов оцинкування.
Опори обладнані сходами, майданчиками та огородженими трапами на траверсах, причому на опору можна безперешкодно піднятися - сходи спускаються прямо до землі, на відміну від більшості інших переходів, де драбинки зазвичай не сягають землі 2-3 метри, щоб зменшити спокусу «туристів» залізти на щоглу. У даному випадку, мабуть, роль відіграла малонаселеність території.
Маса стометрової опори становить 290 тонн, а дев'яностометрова - 260 тонн. Зовні обидва типи опор дуже схожі, помітити відмінності, можна лише уважно їх розглянувши.
Найбільшу складність становило спорудження фундаментів цих опор біля водосховища. Монтаж перехідних опор на акваторії - дуже складне завдання, яке вимагає спеціального облаштування фундаментного майданчика тимчасовими причалами, вантажопідйомними механізмами. Тому вперше в практиці будівництва ЛЕП (як у нашій країні, так і за кордоном) було ухвалено рішення про спорудження переходу наплавним методом. Тому, в особливому котловані - доку, було споруджено плаваючі фундаменти і на них змонтовано перехідні опори. Наплавні фундаменти були виконані пустотілими, із тонкостінних залізобетонних елементів і, по суті, являли собою величезні поплавці.
Для забезпечення їх плавучості фундамент був зібраний з водонепроникного днища, зовнішнього борту і внутрішніх перебірок, що розділяють внутрішню частину фундаменту на 8 ізольованих один від одного баластних відсіків, а також відсіку для розміщення обладнання і центрального розподільчого відсіку. Таке виконання забезпечило непотоплюваність фундаменту та точність його баластування, а також необхідну стійкість під час буксирування суднами.
Після закінчення будівельних робіт на фундаментах та монтажу на них перехідних опор котлован заповнився водою до позначки Каховського водосховища. При відкритих кінгстонах одночасно відбувалося наповнення водою внутрішніх відсіків фундаментів. Після цього було розібрано перемичку, яка розділяла котлован-док і Каховське водосховище (процес - на фото).
По черзі, при закритих кінгстонах, з кожного фундаменту, потужними насосами відкачувалась вода, і після його випливання, проводилося буксирування до місця встановлення на трасі переходу. Буксирування опор з водосховища та роботи з їх встановлення проводилися за допомогою п'яти буксирних теплоходів - двох головних (потужністю по 1200 к.с.); двох бічних (потужністю по 300 к.с.) та одного заднього (гальмівного) потужністю 600 к.с. Доставка всіх п'яти систем фундамент-опора була виконана за 12 днів. Після доставки фундаментів до місця призначення відсіки знову затоплювалися, внаслідок чого фундаменти сідали на необхідне місце на дні водосховища.
Перехід ЛЕП 330 кВ (Л243/244) було введено в експлуатацію у 1977 році. У 1984 році, для видачі потужності Запорізької АЕС тим же складом будівельно-монтажних організацій, аналогічним наплавним методом, споруджено одноланцюговий перехід лінії 750 кВ «Запорізька АЕС — ПС 750 кВ Дніпровська» (потужна електропідстанція під Вільногірськом див. http://io.ua / S75116).
 |
||
| Опори в доку |
Створення переходу для більш потужної лінії 750кВ обрано в районі розташування Запорізької ГРЕС, паралельно існуючому переходу ПЛ 330 кВ, на відстані 350 м вище за його течією. При прийнятті рішення на будівництво переходу ПЛ 750 кВ через Каховське водосховище – унікальну споруду за своїми масштабами та потужністю лінії – велику роль відіграв досвід проектування, будівництва переходу лінії 330 кВ. Перехід був зроблений одноланцюговим схемою К-П-П-А-П-П-К; із п'яти перехідних опор, з яких три опори встановлені на акваторії водосховища. Опори переходу цієї лінії також оцинковані.
Перехідні проміжні опори заввишки 126 м мають масу 375 тонн. Анкерна опора заввишки 100 м важить 350 т. Довжини перехідних прольотів становлять 1215-1350 метрів. Монтаж проводів був виконаний за допомогою розкочувальних барж і буксирів без опускання на дно водосховища, щоб уникнути пошкоджень. Перехід лінії 750 кВ був 1984 введений в експлуатацію.
 |
|
| Перехідна берегова опора 750 кв. |
 |
| Верхівка опори 750кВ |
 |
| Фундамент опори 750кВ |
 |
| Лісеня на перехідну опору ЛЕП 750кВ |
 |
||
 |
 |
|
 |
|
| Гігантська берегова перехідна опора №26 ЛЕП 750кВ |
Електрика в наш час це основний вид енергії, що використовується всюди. Повсюдне використання її стало можливим завдяки електричним мережам, які об'єднують джерела та споживачів електроенергії. Лінії електропередачі або скорочено ЛЕП виконують функцію транспортування електрики. Вони прокладаються або над поверхнею землі і називаються «повітряними», або заглиблюються в землю і під воду і називаються «кабельними».
Повітряні лінії електропередачі, незважаючи на їх складну інфраструктуру, виходять дешевшими в порівнянні з кабельними лініями. Сам по собі високовольтний кабель є дорогим та складним виробом. З цієї причини цими кабелями прокладаються лише деякі ділянки на трасі повітряної ЛЕП у тих місцях, де неможливо встановити опори з проводами, наприклад, через морські протоки, широкі річки тощо. Кабелями прокладаються електричні сіткиу населених пунктах, де спорудження опор також неможливе через міську інфраструктуру.
ЛЕП, незважаючи на велику протяжність це все ті ж електричні ланцюги, котрим закон Ома застосуємо як і, як та інших. Тому економічність ЛЕП безпосередньо з збільшенням напруги у ній. Сила струму зменшується, а разом із нею й втрати стають меншими. З цієї причини, що далі від електростанції розташовані споживачі, то більш високовольтною має бути ЛЕП. Сучасні наддалекі ЛЕП передають електричну енергіюз напругою в мільйони вольт.
Але збільшення напруги з метою зменшення втрат має обмеження. Причиною є коронний розряд. Це виявляється, викликаючи відчутні втрати енергії, починаючи з напруг вище 100 кіловольт. Гудіння та потріскування високовольтних проводів є наслідком коронного розряду на них. З цієї причини, з метою зменшення втрат на коронний розряд, починаючи з 220 кіловольт, застосовується два дроти і більше для кожної фази повітряної ЛЕП.
Протяжність ліній електропередачі та робоча напругаїх взаємопов'язані.
- З напругою від 500 кіловольт працюють наддалекі ЛЕП.
- 220 і 330 кіловольт це напруги для магістральних лінійелектропередач.
- 150, 110, і 35 кіловольт це напруги розподільних ЛЕП.
- Напруги 20 кіловольт і менш характерні для місцевих електромереж, якими постачаються електроенергією кінцеві споживачі.
Опори для дротів
Крім дротів до складу ліній електропередачі головними конструктивними елементами входять опори. Їхнє призначення це утримання проводів. У кожній ЛЕП є кілька різновидів опор, що показано на зображенні:
Анкерні опори сприймають великі навантаженняі тому мають міцну тверду конструкцію, яка може бути дуже різноманітною. Всі опори стикаються із слабким або сирим ґрунтом через бетонний фундамент. У міцному грунті робляться свердловини, які безпосередньо занурюються опори ЛЕП. Приклади конструкцій металевих анкерних опор показані на зображенні:
Опори також можуть бути виготовлені із застосуванням бетону чи деревини. Дерев'яні опори хоч і менш довговічні, але в півтора рази дешевші порівняно з металевими та бетонними конструкціями. Особливо виправдано їх застосування у регіонах із сильними морозами та великими запасами деревини. Найбільшого поширення дерев'яні опори отримали електромережах з напругою до 1000 Вольт. Конструкція таких опор показана на зображенні:
Провід ліній електропередач
Провід сучасних ЛЕП в основному виготовлений з алюмінієвого дроту. Для місцевих ліній електропередач застосовуються дроти з чистого алюмінію. Обмеженням є довжина прольоту між опорами 100 – 120 метрів. Для більш протяжних прольотів застосовуються дроти з алюмінію та сталі. Такий провід має всередині сталевий трос, охоплений алюмінієвими жилами. Трос сприймає механічне навантаження, алюміній – електричне.
Повністю сталеві дроти застосовуються тільки на непротяжних ділянках, де необхідна максимальна міцність за мінімальної ваги дроту. Всі лінії електропередачі з напругою понад 35 кіловольт мають сталевий трос для захисту від удару блискавок. Проводи з міді та бронзи в даний час застосовуються тільки в ЛЕП спеціального призначення. Мідний та алюмінієвий дріт використовується для виготовлення порожнистих трубчастих дротів. Це робиться зменшення втрат у коронному розряді і зменшення радіоперешкод. Зображення проводів різної конструкції показано далі:
Провід для ліній електропередач вибирається з урахуванням умов роботи і механічних навантажень, що виникають при цьому. У теплу пору року це вітер, який розгойдує дроти та збільшує навантаження на розрив. Взимку до вітру додається ожеледиця. Шар льоду на дротах своєю вагою суттєво збільшує навантаження на них. Тим більше, що зниження температури призводить до зменшення довжини проводів і посилює внутрішню напругу в їх матеріалі.
Ізолятори та арматура
Для безпечного з'єднанняпроводів із опорами використовуються ізолятори. Матеріалом для них є або електротехнічна порцеляна, або загартоване скло, або полімер, як показано на зображенні нижче:
Скляні ізолятори за тих самих умов виходять менше і легше, ніж фарфорові. Конструктивно ізолятори поділяють на штирьові та підвісні. Штирова конструкція для ЛЕП з напругою понад 35 кіловольт не застосовується. Механічні навантаження, що сприймаються підвісними ізоляторами більше, ніж у штирьових ізоляторів. Тому підвісна конструкція може застосовуватися і на більш низьких напругахзамість штирьових ізоляторів.
Підвісний ізолятор складається із окремих чашок, з'єднаних у гірлянду. Число чашок залежить від напруги ЛЕП. Для з'єднання чашок у гірлянду та решти кріплень проводів та ізоляторів застосовується спеціальна арматура. Надійність, міцність та довговічність в умовах відкритого середовища визначають такі матеріали для виготовлення арматури як сталь та чавун. За потреби отримання підвищеної стійкості до корозії виконується покриття деталей цинком.
До арматури належать різні затискачі, розпірки, гасники вібрації, зчіпні з'єднувачі, проміжні ланки ізоляторів, коромисла. Загальне уявленняпро арматуру дає зображення нижче:
Захисні пристрої
Ще одним компонентом пристрою ліній електропередач є конструкції захищають обладнання, приєднане до ЛЕП від атмосферних і комутаційних перенапруг. Від ударів блискавок захистом є трос, протягнутий вище за всі проводи лінії електропередачі та блискавковідводи, які зазвичай встановлюються поблизу підстанцій. Захисні проміжки розміщуються на опорах ЛЕП. Приклад такого проміжку показано на зображенні зліва. Поблизу підстанцій встановлюються трубчасті розрядники, у яких усередині є іскровий проміжок. Якщо він пробивається і при цьому виникає дуга, що живиться струмом короткого замиканнявиділяється газ, який гасить цю дугу.
Усі технічні та організаційні нюанси щодо влаштування ліній електропередачі регулюються Правилами влаштування електроустановок (ПУЕ). Які відступи від цих правил категорично забороняються і можуть розглядатися як злочин тієї чи іншої тяжкості залежно від наслідків оного.
