Электрические магистрали будущего +50
В 2003 году в Евросоюзе возник большой проект Desertec, представлявший тогдашнее видение о переводе Европы на рельсы возобновляемой энергетики. Основой “зеленой энергетики” ЕС должны были стать тепловые электростанции с концентрацией солнечной энергии, расположенные в пустыне Сахара, способные запасать энергию как минимум на вечерний пик потребления, когда обычная фотовольтаика уже не работает. Особенностью проекта должны были стать мощнейшие линии электропередач (ЛЭП) на десятки гигаватт, с дальностью от 2 до 5 тысяч км.
СЭС подобного рода должны были стать основной европейской возобновляемой энергетики.
Проект просуществовал около 10 лет, и затем был заброшен концернами-основателями, так как действительность Европейской зеленой энергетики оказалась совершенно другой и более прозаичной — китайская фотовольтаика и наземная ветрогенерация, размещаемая в самой Европе, а идея тянуть энергетические магистрали через Ливию и Сирию — слишком оптимистичной.
Планировавшиеся в рамках desertec ЛЭП: три основные направления с мощностью по 3х10 гигаватт (на картинке одна из более слабых версий с 3х5) и несколько подводных кабелей.
Однако, мощные ЛЭП возникли в проекте desertec не случайно (забавно, кстати, что площадь земли под ЛЭП в проекте получалась больше площади земли под СЭС) — это одна из ключевых технологий, которая может позволить ВИЭ-генерации вырасти до подавляющей доли, и наоборот: при отсутствии технологии передачи энергии на большие расстояния ВИЭ, вполне возможно, обречены на не более чем на долю в 30-40% в энергетике Европы.
Взаимная синергия трансконтинентальных ЛЭП и ВИЭ довольно хорошо видна на моделях (например, в гигантской модели LUT, а также в модели Вячеслава Лактюшина): объединение многих районов ветровой генерации, удаленных на 1-2-3 тысячи километров друг от друга, разрушает взаимную корреляцию уровня выработки (опасную общими провалами) и выравнивает объем поступающей в систему энергии. Вопрос лишь в том, какой ценой и с какими потерями возможно передавать энергию на такие расстояния. Ответ зависит от разных технологий, которых на сегодня по сути три: передача переменным током, постоянным и по сверхпроводящему проводу. Хотя такое деление немножко неправильно (сверхпроводник может быть с переменным и постоянным током), но с системной точки зрения правомерно.
Впрочем, техника для передачи высоковольтного напряжения, на мой взгляд, является одной из самых фантастично выглядящих. На фото выпрямительная станция на 600 кВ.
Традиционная электроэнергетика с самого начала шла по пути объединения электрогенерации с помощью высоковольтных ЛЭП с переменным током, добравшись в 70х годах до 750-800-киловольтных ЛЭП, способных передавать 2-3 гигаватта мощности. Такие ЛЭП подошли к пределам возможностей классических сетей переменного тока: с одной стороны, по системным ограничениям, связанным со сложностью синхронизации сетей протяженностью во многие тысячи километров и желанием разделить их на энергорайоны, связанные относительно небольшими страхующими линиями, а с другой стороны, из-за нарастания реактивной мощности и потерь такой линии (связанной с тем, что растет индуктивность линии и емкостная связь на землю).
Не совсем типичная картина в энергетике России в момент написания статьи, но обычно перетоки между районами не превышают 1-2 ГВт.
Впрочем, облик энергосистем 70х-80х годов не требовал мощных и дальних линий электропередач — электростанцию чаще всего удобнее было пододвинуть к потребителям, и единственным исключением были тогдашние ВИЭ — гидрогенерация.
Гидроэлектростанции, а конкретно бразильский проект ГЭС Итайпу в середине 80х годах привели к появлению нового чемпиона по передаче электроэнергии много и далеко — ЛЭП постоянного тока. Мощность бразильского линка — 2х 3150 МВт при напряжении +-600 кВ на дальность 800 км, проект реализован фирмой ABB. Такие мощности еще на грани доступного ЛЭП переменного тока, однако бОльшие потери окупали проект с конвертацией в постоянный ток.
ГЭС Итайпу мощностью 14 ГВт — до сих пор вторая в мире по мощности ГЭС. Часть вырабатываемой энергии передается по HVDC линку в район Сан-Паоло и Рио де Жайнейро.
В отличии от ЛЭП переменного тока, ЛЭП ПТ избавлены от индуктивных и емкостных потерь (т.е. потерь через паразитную емкостную и индуктивную связь проводника с окружающей землей и водой), и изначально активно использовалось в основном при подсоединении к общей энергосистеме больших островов подводными кабелями, где потери линии переменного тока в воду могли достигать 50-60% мощности. Кроме того, ЛЭП ПТ при том же уровне напряжения и сечении провода способна передать на 15% больше мощности по двум проводам, чем ЛЭП переменного тока по трем. Проблемы с изоляцией у ЛЭП ПТ проще — ведь на переменном токе максимальная амплитуда напряжения в 1,41 раза больше, чем действующее, по которому считается мощность. Наконец, ЛЭП ПТ не требует синхронизации генераторов на двух сторонах, а значит избавляет от множества проблем, связанных с синхронизацией удаленных районов.
Сравнение ЛЭП переменного (AC) и постоянного (DC) тока. Сравнение немножко рекламное, т.к. при одинаковом токе (скажем 4000 А) ЛЭП переменного тока 800 кВ будем иметь мощность 5,5 ГВт против 6,4 ГВт у ЛЭП DC, правда с вдвое большими потерями. С одинаковыми потерями, действительно мощность будет отличатся в 2 раза.
Расчет потерь для разных вариантов ЛЭП, которые предполагалось использовать в проекте Desertec.
Разумеется, есть и минусы, и существенные. Во-первых, постоянный ток в энергосистеме переменного тока требует выпрямления с одной стороны и «закривления» (т.е. генерации синхронного синуса) с другой. Когда речь идет о многих гигаваттах и сотнях киловольт — это выполняется весьма нетривиальным (и очень красивым!) оборудованием, которое обходится в многие сотни миллионов долларов. Кроме того, до начала 2010х годов ЛЭП ПТ могли быть только вида «точка-точка», так как не существовало адекватных выключателей на такие напряжения и мощности постоянного тока, а значит, при наличии многих потребителей невозможно было отсечь одного из них с коротким замыканием — только погасить всю систему. А значит основное применение мощных ЛЭП ПТ — связь двух энергорайонов, где были нужны большие перетоки. Буквально только несколько лет назад ABB (один из трех лидеров в создании оборудования HVDC) сумели создать “гибридный” тиристорно-механический выключатель (схожий по идеям с коммутатором ИТЭР), который способен на такую работу, и сейчас строится первая высоковольтная ЛЭП ПТ “точка-мультиточка” North-East Angra в Индии.
Гибридный выключатель ABB недостаточно выразительный (и не очень засвечен), зато есть мегапафосное индусское видео по сборке механического выключателя на напряжение 1200 кВ — впечатляющая машина!
Тем не менее технология ПТ-энергетики развивалась и дешевела (во многом благодаря развитию силовых полупроводников), и к появлению гигаватт ВИЭ-генерации оказалась вполне готова для того, чтобы начать подсоединять удаленные мощные гидроэлектростанции и ветропарки к потребителям. Особенно много таких проектов реализовано в последние годы в Китае и Индии.
Однако мысль идет дальше. Во многих моделях возможности ПТ-ЛЭП по передаче энергии используются для выравнивания ВИЭ-переменчивости, которая является важнейшим фактором на пути внедрения 100% ВИЭ в больших энергосистемах. Более того, такой подход уже реализуется на деле: можно привести пример 1,4 гигаваттного линка Германия-Норвегия, призванного скомпенсировать переменчивость немецкой ветрогенерации норвежскими ГАЭС и ГЭС и 500 мегаваттного линка Австралия-Тасмания нужного для поддержания энергосистемы Тасмании (в основном работающей на ГЭС) в условиях засухи.
Большая заслуга в распространении HVDC принадлежит так же прогрессу в кабелях (так как зачастую HVDC — это морские проекты), которые за последние 15 лет повысили доступный класс напряжения с 400 до 620 кВ
Впрочем, дальнейшему распространению мешает как дороговизна самих ЛЭП подобного калибра (например, крупнейшая в мире ЛЭП ПТ Xinjiang — Anhui 10 ГВт на 3000 км обойдется китайцам приблизительно в 5 миллиардов долларов), так и неразвитость равноценных районов ВИЭ-генерации, т.е. отсутствие вокруг крупных потребителей (например, Европы или Китая) сопоставимых крупных потребителей на расстоянии до 3-5 тысяч км.
В том числе порядка 30% стоимости ЛЭП ПТ линий составляют вот такие конвертерные станции.
Однако что если появится технология ЛЭП одновременно и дешевле и с меньшими потерями (которые определяют максимальную разумную длину?). Например, ЛЭП со сверхпроводящим кабелем.
Пример реального сверхпроводящего кабеля для проекта AMPACITY. В центре формер с жидким азотом, на нем расположены 3 фазы сверхпроводящего провода из лент с высокотемпературным сверхпроводником, разделенные изоляцией, снаружи медный экран, еще один канал с жидким азотом, окруженный многослойной экранно-вакуумной теплоизоляции внутри вакуумной полости, и снаружи — защитная полимерная оболочка.
Разумеется, первые проекты сверхпроводящих ЛЭП и их экономические расчеты появились не сегодня и не вчера, а еще в начале 60-х годов сразу после открытия “промышленных” сверхпроводников на основе интерметаллидов ниобия. Однако для классических сетей без ВИЭ места таким СП ЛЭП не находилось — и с точки зрения разумной мощности и стоимости таких ЛЭП, и точки зрения объема разработок, нужных для внедрения их в практику.
Проект сверхпроводящей кабельной линии из 1966 года — 100 ГВт на 1000 км, с явной недооценкой стоимости криогенной части и преобразователей напряжения
Экономика сверхпроводящей линии определяется, по сути, двумя вещами: стоимостью сверхпроводящего кабеля и потерями энергии на охлаждение. Изначальная идея использования ниобиевых интерметаллидов споткнулась о дороговизну охлаждения жидким гелием: внутреннюю “холодную” электрическую сборку необходимо держать в вакууме (что не так сложно) и дополнительно окружить охлаждаемым жидким азотом экраном, иначе тепловой поток на температуре 4,2К превзойдет разумные мощности рефрижераторов. Такой “бутерброд” плюс наличие двух дорогостоящих систем охлаждения в свое время похоронили интерес к СП-ЛЭП.
Возврат к идее произошел с открытием высокотемпературных проводников и “среднетемпературного” диборида магния MgB2. Охлаждение на температуре 20 Кельвинов (К) для диборида или на 70 К (при этом 70 К — температура жидкого азота — широко освоена, и стоимость такого хладагента невысока) для ВТСП выглядит интересным. При этом первый сверхпроводник на сегодня принципиально более дешевый, чем изготавливаемые методами полупроводниковой промышленности ВТСП-ленты.
Три однофазных сверхпроводящих кабеля (и вводы в криогенную часть на заднем плане) проекта LIPA в США, каждый с током в 2400 А и напряжением 138 кВ, общей мощностью в 574 МВт.
Конкретные цифры на сегодня выглядят так: ВТСП имеет стоимость проводника в 300-400 долларов за кА*м (т.е. метр проводника, выдерживающего килоампер) для жидкого азота и 100-130 долларов для 20 К, диборид магния для температуры 20 К имеет стоимость 2-10 $ за кА*м (цена не устоялась, как и технология), ниобат титана — около 1 $ за кА*м, но уже для температуры в 4.2 К. Для сравнения, алюминиевые провода ЛЭП обходятся в ~5-7 долларов за кА*м, медные — в 20.
Реальные тепловые потери СП кабеля AMPACITY длинной 1 км и мощностью ~40 МВт. В пересчете на мощность криокуллера и циркуляционного насоса мощность, затрачиваемая на работу кабеля, — около 35 кВт, или меньше 0,1% передаваемой мощности.
Конечно, то, что СП кабель — это сложное вакуумированное изделие, которое можно прокладывать только под землей, добавляет дополнительных расходов, однако там, где земля под ЛЭП стоит значительных денег (например, в городах), СП ЛЭП уже начинают появляться, пускай пока и в виде пилотных проектов. В основном, это кабели из ВТСП (как наиболее освоенные), на низкие и средние напряжения (от 10 до 66 кВ), с токами от 3 до 20 кА. Такая схема минимизирует количество промежуточных элементов, связанных с повышением напряжения в магистраль (трансформаторов, выключателей и т.п.) Наиболее амбициозным и уже реализованным проектом силового кабеля является проект LIPA: три кабеля длиной 650 м, рассчитанные на передачу трехфазного тока мощностью 574 МВА, что сопоставимо с воздушной линией электропередачи на 330 кВ. Ввод в эксплуатацию самой мощной на сегодняшний день ВТСП кабельной линии состоялся 28 июня 2008 г.
Интересный проект AMPACITY реализован в Эссене, Германия. Кабель среднего напряжения (10 кВ c током 2300 А мощностью 40 МВА) со встроенным сверхпроводящим ограничителем тока (это активно развивающаяся интересная технология, позволяющая за счет потери сверхпроводимости «естественно» отключать кабель в случае перегрузок коротким замыканием) установлен внутри городской застройки. Запуск произведен в апреле 2014 г. Этот кабель станет прототипом для остальных проектов, запланированных в Германии по замене 110 кВ кабелей ЛЭП на сверхпроводящие 10 кВ кабели.
Установка кабеля AMPACITY сопоставима с протяжкой обычных высоковольтных кабелей.
Экспериментальных проектов с разными сверхпроводниками на разные значения тока и напряжения еще больше, в том числе несколько выполнено в нашей стране, например, испытания экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водородом. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ, созданной ВНИИКП интересен «гибридной схемой», где охлаждение водородом одновременно является перспективным методом транспортировки водорода в рамках идеи «водородной энергетики».
Однако вернемся к ВИЭ. Моделирование LUT было нацелено на создание 100% ВИЭ генерации в масштабах континентов, при этом стоимость электроэнергии должна была составить меньше 100 долларов за МВт*ч. Особенность модели — в получившихся перетоках в десятки гигаватт между европейскими странами. Такие мощности практически невозможно передать никак кроме СП ЛЭП постоянного тока.
Данные моделирования LUT для Великобритании требуют экспорта электроэнергии, доходящего до 70 ГВт, при наличии на сегодня линков острова в 3,5 ГВт и расширения этого значения до 10 ГВт в обозримой перспективе.
И подобные проекты существуют. Например Карло Руббиа, знакомый нам по реактору с ускорительным драйвером MYRRHA, продвигает проекты на базе чуть ли не единственного на сегодня в мире производителя стрэндов из диборида магния — по задумке криостат диаметром 40 см (впрочем, уже довольно сложный для транспортировке и укладки на суше диаметр) вмещает 2 кабеля с током 20 кА и напряжением +-250 кВ, т.е. общей мощностью 10 ГВт, причем в таком криостате можно разместить 4 проводника = 20 ГВт, уже близко к требуемому моделью LUT, причем в отличии от обычных высоковольтных линий постоянного тока, здесь есть еще большой запас по повышению мощности. Расходы мощности на рефрижерацию и прокачку водорода составят ~10 мегаватт на 100 км, или 300 МВт на 3000 км — где-то в три раза меньше, чем для самых передовых высоковольтных линий постоянного тока.
Предложение Руббия по 10-гигаваттной кабельной ЛЭП. Такой гигантский размер трубы для жидкого водорода нужен для того, что бы уменьшить гидравлическое сопротивление и иметь возможность ставить промежуточные криостанции не чаще 100 км. Есть проблема и с поддержанием вакуума на такой трубе (распределенный ионный вакуумный насос — не самое мудрое решение тут, ИМХО)
Если дальше увеличить размеры криостата до значений, характерных для газопроводов (1200 мм), и уложить внутрь 6-8 проводников на 20 кА и 620 кВ (максимальное освоенное на сегодня напряжение для кабелей), то мощность такой “трубы” составит уже 100 ГВт, что превосходит мощности, передаваемые самими газо- и нефтепроводами (самые мощные из которых передают эквивалент 85 ГВт тепловых). Главной проблемой может стать подсоединение такой магистрали к существующим сетям, однако факт, что сама технология уже почти доступна.
Интересно прикинуть стоимость подобной линии.
Доминировать будет, очевидно, строительная часть. Например, прокладка 800 км 4 HVDC кабелей в немецком проекте Sudlink обойдется в ~8-10 миллиардов евро (это известно, поскольку проект подорожал с 5 до 15 миллиардов после перехода с воздушной линии на кабель). Стоимость прокладки в 10-12 млн евро за км примерно в 4-4,5 раза выше, чем средняя стоимость прокладки газопроводов, судя по этому исследованию.
В принципе, ничего не мешает применять подобную технику для прокладки сверхмощных линий электропередач, впрочем, основные сложности тут видны в оконечных станциях и подключению к имеющимся сетям
Если взять что-то среднее между газом и кабелями (т.е. 6-8 млн евро за км), то стоимость сверхпроводника скорее всего потеряется в стоимости строительства: для 100-гигаваттной линии стоимость СП составит ~0,6 млн долларов на 1 км, если взять СП стоимость 2$ за кА*м.
Вырисовывается интересная дилемма: СП “мегамагистрали” оказываются в несколько раз дороже газовых магистралей при сопоставимой мощности (напомню, что это все в будущем. Сегодня ситуация еще хуже — нужно окупить НИОКР на СП-ЛЭП), и именно поэтому строятся газопроводы, но не СП-ЛЭП. Однако по мере роста ВИЭ эта технология может стать привлекательной и получить бурное развитие. Уже сегодня проект Sudlink, возможно выполнялся бы в виде СП-кабеля, если бы технология была бы готова.
Что ж, будем следить за развитием этой отрасли.
P.S. Спасибо Виталию Сергеевичу Высоцкому за помощь с реальными цифрами стоимости сверхпроводников и дополнительными материалами!
СЭС подобного рода должны были стать основной европейской возобновляемой энергетики.
Проект просуществовал около 10 лет, и затем был заброшен концернами-основателями, так как действительность Европейской зеленой энергетики оказалась совершенно другой и более прозаичной — китайская фотовольтаика и наземная ветрогенерация, размещаемая в самой Европе, а идея тянуть энергетические магистрали через Ливию и Сирию — слишком оптимистичной.
Планировавшиеся в рамках desertec ЛЭП: три основные направления с мощностью по 3х10 гигаватт (на картинке одна из более слабых версий с 3х5) и несколько подводных кабелей.
Однако, мощные ЛЭП возникли в проекте desertec не случайно (забавно, кстати, что площадь земли под ЛЭП в проекте получалась больше площади земли под СЭС) — это одна из ключевых технологий, которая может позволить ВИЭ-генерации вырасти до подавляющей доли, и наоборот: при отсутствии технологии передачи энергии на большие расстояния ВИЭ, вполне возможно, обречены на не более чем на долю в 30-40% в энергетике Европы.
Взаимная синергия трансконтинентальных ЛЭП и ВИЭ довольно хорошо видна на моделях (например, в гигантской модели LUT, а также в модели Вячеслава Лактюшина): объединение многих районов ветровой генерации, удаленных на 1-2-3 тысячи километров друг от друга, разрушает взаимную корреляцию уровня выработки (опасную общими провалами) и выравнивает объем поступающей в систему энергии. Вопрос лишь в том, какой ценой и с какими потерями возможно передавать энергию на такие расстояния. Ответ зависит от разных технологий, которых на сегодня по сути три: передача переменным током, постоянным и по сверхпроводящему проводу. Хотя такое деление немножко неправильно (сверхпроводник может быть с переменным и постоянным током), но с системной точки зрения правомерно.
Впрочем, техника для передачи высоковольтного напряжения, на мой взгляд, является одной из самых фантастично выглядящих. На фото выпрямительная станция на 600 кВ.
Традиционная электроэнергетика с самого начала шла по пути объединения электрогенерации с помощью высоковольтных ЛЭП с переменным током, добравшись в 70х годах до 750-800-киловольтных ЛЭП, способных передавать 2-3 гигаватта мощности. Такие ЛЭП подошли к пределам возможностей классических сетей переменного тока: с одной стороны, по системным ограничениям, связанным со сложностью синхронизации сетей протяженностью во многие тысячи километров и желанием разделить их на энергорайоны, связанные относительно небольшими страхующими линиями, а с другой стороны, из-за нарастания реактивной мощности и потерь такой линии (связанной с тем, что растет индуктивность линии и емкостная связь на землю).
Не совсем типичная картина в энергетике России в момент написания статьи, но обычно перетоки между районами не превышают 1-2 ГВт.
Впрочем, облик энергосистем 70х-80х годов не требовал мощных и дальних линий электропередач — электростанцию чаще всего удобнее было пододвинуть к потребителям, и единственным исключением были тогдашние ВИЭ — гидрогенерация.
Гидроэлектростанции, а конкретно бразильский проект ГЭС Итайпу в середине 80х годах привели к появлению нового чемпиона по передаче электроэнергии много и далеко — ЛЭП постоянного тока. Мощность бразильского линка — 2х 3150 МВт при напряжении +-600 кВ на дальность 800 км, проект реализован фирмой ABB. Такие мощности еще на грани доступного ЛЭП переменного тока, однако бОльшие потери окупали проект с конвертацией в постоянный ток.
ГЭС Итайпу мощностью 14 ГВт — до сих пор вторая в мире по мощности ГЭС. Часть вырабатываемой энергии передается по HVDC линку в район Сан-Паоло и Рио де Жайнейро.
В отличии от ЛЭП переменного тока, ЛЭП ПТ избавлены от индуктивных и емкостных потерь (т.е. потерь через паразитную емкостную и индуктивную связь проводника с окружающей землей и водой), и изначально активно использовалось в основном при подсоединении к общей энергосистеме больших островов подводными кабелями, где потери линии переменного тока в воду могли достигать 50-60% мощности. Кроме того, ЛЭП ПТ при том же уровне напряжения и сечении провода способна передать на 15% больше мощности по двум проводам, чем ЛЭП переменного тока по трем. Проблемы с изоляцией у ЛЭП ПТ проще — ведь на переменном токе максимальная амплитуда напряжения в 1,41 раза больше, чем действующее, по которому считается мощность. Наконец, ЛЭП ПТ не требует синхронизации генераторов на двух сторонах, а значит избавляет от множества проблем, связанных с синхронизацией удаленных районов.
Сравнение ЛЭП переменного (AC) и постоянного (DC) тока. Сравнение немножко рекламное, т.к. при одинаковом токе (скажем 4000 А) ЛЭП переменного тока 800 кВ будем иметь мощность 5,5 ГВт против 6,4 ГВт у ЛЭП DC, правда с вдвое большими потерями. С одинаковыми потерями, действительно мощность будет отличатся в 2 раза.
Расчет потерь для разных вариантов ЛЭП, которые предполагалось использовать в проекте Desertec.
Разумеется, есть и минусы, и существенные. Во-первых, постоянный ток в энергосистеме переменного тока требует выпрямления с одной стороны и «закривления» (т.е. генерации синхронного синуса) с другой. Когда речь идет о многих гигаваттах и сотнях киловольт — это выполняется весьма нетривиальным (и очень красивым!) оборудованием, которое обходится в многие сотни миллионов долларов. Кроме того, до начала 2010х годов ЛЭП ПТ могли быть только вида «точка-точка», так как не существовало адекватных выключателей на такие напряжения и мощности постоянного тока, а значит, при наличии многих потребителей невозможно было отсечь одного из них с коротким замыканием — только погасить всю систему. А значит основное применение мощных ЛЭП ПТ — связь двух энергорайонов, где были нужны большие перетоки. Буквально только несколько лет назад ABB (один из трех лидеров в создании оборудования HVDC) сумели создать “гибридный” тиристорно-механический выключатель (схожий по идеям с коммутатором ИТЭР), который способен на такую работу, и сейчас строится первая высоковольтная ЛЭП ПТ “точка-мультиточка” North-East Angra в Индии.
Гибридный выключатель ABB недостаточно выразительный (и не очень засвечен), зато есть мегапафосное индусское видео по сборке механического выключателя на напряжение 1200 кВ — впечатляющая машина!
Тем не менее технология ПТ-энергетики развивалась и дешевела (во многом благодаря развитию силовых полупроводников), и к появлению гигаватт ВИЭ-генерации оказалась вполне готова для того, чтобы начать подсоединять удаленные мощные гидроэлектростанции и ветропарки к потребителям. Особенно много таких проектов реализовано в последние годы в Китае и Индии.
Однако мысль идет дальше. Во многих моделях возможности ПТ-ЛЭП по передаче энергии используются для выравнивания ВИЭ-переменчивости, которая является важнейшим фактором на пути внедрения 100% ВИЭ в больших энергосистемах. Более того, такой подход уже реализуется на деле: можно привести пример 1,4 гигаваттного линка Германия-Норвегия, призванного скомпенсировать переменчивость немецкой ветрогенерации норвежскими ГАЭС и ГЭС и 500 мегаваттного линка Австралия-Тасмания нужного для поддержания энергосистемы Тасмании (в основном работающей на ГЭС) в условиях засухи.
Большая заслуга в распространении HVDC принадлежит так же прогрессу в кабелях (так как зачастую HVDC — это морские проекты), которые за последние 15 лет повысили доступный класс напряжения с 400 до 620 кВ
Впрочем, дальнейшему распространению мешает как дороговизна самих ЛЭП подобного калибра (например, крупнейшая в мире ЛЭП ПТ Xinjiang — Anhui 10 ГВт на 3000 км обойдется китайцам приблизительно в 5 миллиардов долларов), так и неразвитость равноценных районов ВИЭ-генерации, т.е. отсутствие вокруг крупных потребителей (например, Европы или Китая) сопоставимых крупных потребителей на расстоянии до 3-5 тысяч км.
В том числе порядка 30% стоимости ЛЭП ПТ линий составляют вот такие конвертерные станции.
Однако что если появится технология ЛЭП одновременно и дешевле и с меньшими потерями (которые определяют максимальную разумную длину?). Например, ЛЭП со сверхпроводящим кабелем.
Пример реального сверхпроводящего кабеля для проекта AMPACITY. В центре формер с жидким азотом, на нем расположены 3 фазы сверхпроводящего провода из лент с высокотемпературным сверхпроводником, разделенные изоляцией, снаружи медный экран, еще один канал с жидким азотом, окруженный многослойной экранно-вакуумной теплоизоляции внутри вакуумной полости, и снаружи — защитная полимерная оболочка.
Разумеется, первые проекты сверхпроводящих ЛЭП и их экономические расчеты появились не сегодня и не вчера, а еще в начале 60-х годов сразу после открытия “промышленных” сверхпроводников на основе интерметаллидов ниобия. Однако для классических сетей без ВИЭ места таким СП ЛЭП не находилось — и с точки зрения разумной мощности и стоимости таких ЛЭП, и точки зрения объема разработок, нужных для внедрения их в практику.
Проект сверхпроводящей кабельной линии из 1966 года — 100 ГВт на 1000 км, с явной недооценкой стоимости криогенной части и преобразователей напряжения
Экономика сверхпроводящей линии определяется, по сути, двумя вещами: стоимостью сверхпроводящего кабеля и потерями энергии на охлаждение. Изначальная идея использования ниобиевых интерметаллидов споткнулась о дороговизну охлаждения жидким гелием: внутреннюю “холодную” электрическую сборку необходимо держать в вакууме (что не так сложно) и дополнительно окружить охлаждаемым жидким азотом экраном, иначе тепловой поток на температуре 4,2К превзойдет разумные мощности рефрижераторов. Такой “бутерброд” плюс наличие двух дорогостоящих систем охлаждения в свое время похоронили интерес к СП-ЛЭП.
Возврат к идее произошел с открытием высокотемпературных проводников и “среднетемпературного” диборида магния MgB2. Охлаждение на температуре 20 Кельвинов (К) для диборида или на 70 К (при этом 70 К — температура жидкого азота — широко освоена, и стоимость такого хладагента невысока) для ВТСП выглядит интересным. При этом первый сверхпроводник на сегодня принципиально более дешевый, чем изготавливаемые методами полупроводниковой промышленности ВТСП-ленты.
Три однофазных сверхпроводящих кабеля (и вводы в криогенную часть на заднем плане) проекта LIPA в США, каждый с током в 2400 А и напряжением 138 кВ, общей мощностью в 574 МВт.
Конкретные цифры на сегодня выглядят так: ВТСП имеет стоимость проводника в 300-400 долларов за кА*м (т.е. метр проводника, выдерживающего килоампер) для жидкого азота и 100-130 долларов для 20 К, диборид магния для температуры 20 К имеет стоимость 2-10 $ за кА*м (цена не устоялась, как и технология), ниобат титана — около 1 $ за кА*м, но уже для температуры в 4.2 К. Для сравнения, алюминиевые провода ЛЭП обходятся в ~5-7 долларов за кА*м, медные — в 20.
Реальные тепловые потери СП кабеля AMPACITY длинной 1 км и мощностью ~40 МВт. В пересчете на мощность криокуллера и циркуляционного насоса мощность, затрачиваемая на работу кабеля, — около 35 кВт, или меньше 0,1% передаваемой мощности.
Конечно, то, что СП кабель — это сложное вакуумированное изделие, которое можно прокладывать только под землей, добавляет дополнительных расходов, однако там, где земля под ЛЭП стоит значительных денег (например, в городах), СП ЛЭП уже начинают появляться, пускай пока и в виде пилотных проектов. В основном, это кабели из ВТСП (как наиболее освоенные), на низкие и средние напряжения (от 10 до 66 кВ), с токами от 3 до 20 кА. Такая схема минимизирует количество промежуточных элементов, связанных с повышением напряжения в магистраль (трансформаторов, выключателей и т.п.) Наиболее амбициозным и уже реализованным проектом силового кабеля является проект LIPA: три кабеля длиной 650 м, рассчитанные на передачу трехфазного тока мощностью 574 МВА, что сопоставимо с воздушной линией электропередачи на 330 кВ. Ввод в эксплуатацию самой мощной на сегодняшний день ВТСП кабельной линии состоялся 28 июня 2008 г.
Интересный проект AMPACITY реализован в Эссене, Германия. Кабель среднего напряжения (10 кВ c током 2300 А мощностью 40 МВА) со встроенным сверхпроводящим ограничителем тока (это активно развивающаяся интересная технология, позволяющая за счет потери сверхпроводимости «естественно» отключать кабель в случае перегрузок коротким замыканием) установлен внутри городской застройки. Запуск произведен в апреле 2014 г. Этот кабель станет прототипом для остальных проектов, запланированных в Германии по замене 110 кВ кабелей ЛЭП на сверхпроводящие 10 кВ кабели.
Установка кабеля AMPACITY сопоставима с протяжкой обычных высоковольтных кабелей.
Экспериментальных проектов с разными сверхпроводниками на разные значения тока и напряжения еще больше, в том числе несколько выполнено в нашей стране, например, испытания экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водородом. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ, созданной ВНИИКП интересен «гибридной схемой», где охлаждение водородом одновременно является перспективным методом транспортировки водорода в рамках идеи «водородной энергетики».
Однако вернемся к ВИЭ. Моделирование LUT было нацелено на создание 100% ВИЭ генерации в масштабах континентов, при этом стоимость электроэнергии должна была составить меньше 100 долларов за МВт*ч. Особенность модели — в получившихся перетоках в десятки гигаватт между европейскими странами. Такие мощности практически невозможно передать никак кроме СП ЛЭП постоянного тока.
Данные моделирования LUT для Великобритании требуют экспорта электроэнергии, доходящего до 70 ГВт, при наличии на сегодня линков острова в 3,5 ГВт и расширения этого значения до 10 ГВт в обозримой перспективе.
И подобные проекты существуют. Например Карло Руббиа, знакомый нам по реактору с ускорительным драйвером MYRRHA, продвигает проекты на базе чуть ли не единственного на сегодня в мире производителя стрэндов из диборида магния — по задумке криостат диаметром 40 см (впрочем, уже довольно сложный для транспортировке и укладки на суше диаметр) вмещает 2 кабеля с током 20 кА и напряжением +-250 кВ, т.е. общей мощностью 10 ГВт, причем в таком криостате можно разместить 4 проводника = 20 ГВт, уже близко к требуемому моделью LUT, причем в отличии от обычных высоковольтных линий постоянного тока, здесь есть еще большой запас по повышению мощности. Расходы мощности на рефрижерацию и прокачку водорода составят ~10 мегаватт на 100 км, или 300 МВт на 3000 км — где-то в три раза меньше, чем для самых передовых высоковольтных линий постоянного тока.
Предложение Руббия по 10-гигаваттной кабельной ЛЭП. Такой гигантский размер трубы для жидкого водорода нужен для того, что бы уменьшить гидравлическое сопротивление и иметь возможность ставить промежуточные криостанции не чаще 100 км. Есть проблема и с поддержанием вакуума на такой трубе (распределенный ионный вакуумный насос — не самое мудрое решение тут, ИМХО)
Если дальше увеличить размеры криостата до значений, характерных для газопроводов (1200 мм), и уложить внутрь 6-8 проводников на 20 кА и 620 кВ (максимальное освоенное на сегодня напряжение для кабелей), то мощность такой “трубы” составит уже 100 ГВт, что превосходит мощности, передаваемые самими газо- и нефтепроводами (самые мощные из которых передают эквивалент 85 ГВт тепловых). Главной проблемой может стать подсоединение такой магистрали к существующим сетям, однако факт, что сама технология уже почти доступна.
Интересно прикинуть стоимость подобной линии.
Доминировать будет, очевидно, строительная часть. Например, прокладка 800 км 4 HVDC кабелей в немецком проекте Sudlink обойдется в ~8-10 миллиардов евро (это известно, поскольку проект подорожал с 5 до 15 миллиардов после перехода с воздушной линии на кабель). Стоимость прокладки в 10-12 млн евро за км примерно в 4-4,5 раза выше, чем средняя стоимость прокладки газопроводов, судя по этому исследованию.
В принципе, ничего не мешает применять подобную технику для прокладки сверхмощных линий электропередач, впрочем, основные сложности тут видны в оконечных станциях и подключению к имеющимся сетям
Если взять что-то среднее между газом и кабелями (т.е. 6-8 млн евро за км), то стоимость сверхпроводника скорее всего потеряется в стоимости строительства: для 100-гигаваттной линии стоимость СП составит ~0,6 млн долларов на 1 км, если взять СП стоимость 2$ за кА*м.
Вырисовывается интересная дилемма: СП “мегамагистрали” оказываются в несколько раз дороже газовых магистралей при сопоставимой мощности (напомню, что это все в будущем. Сегодня ситуация еще хуже — нужно окупить НИОКР на СП-ЛЭП), и именно поэтому строятся газопроводы, но не СП-ЛЭП. Однако по мере роста ВИЭ эта технология может стать привлекательной и получить бурное развитие. Уже сегодня проект Sudlink, возможно выполнялся бы в виде СП-кабеля, если бы технология была бы готова.
Что ж, будем следить за развитием этой отрасли.
P.S. Спасибо Виталию Сергеевичу Высоцкому за помощь с реальными цифрами стоимости сверхпроводников и дополнительными материалами!
Поделиться с друзьями
Комментарии (83)
Ugrum
24.04.2017 13:00+3Фотографии оборудования просто огонь.
Выпрямительная станция на 600 кВ.
Ммм, конвертерная станция.
Просто произведения искусства.
tnenergy
24.04.2017 14:02+6Один из мотивов написания этой статьи — давнее желание показать эти фотографии :)
lingvo
25.04.2017 18:35+5Ну почему всегда Сименс? Мы тоже есть! Чтобы оценить масштаб конвертерного холла для VSC:
Демо всего на 20МВт:
А это реальный холл:
Ну и трансформатор до кучи.
Проходные изоляторы чаще больше, чем сам трансформатор. Пример
Dmitry_4
24.04.2017 13:27Обратно в переменный ток конвертируют обычными полупроводниковыми DC-AC? Или там похитрее что, типа умформера?
Alex_Hannibal
24.04.2017 13:38+2IGCT тиристоры используют на сколько я помню. Можно на сайте ABB посмотреть проект HVDC и там есть описание оборудования.
tnenergy
24.04.2017 14:00+5В мощных инверторах используют 6 полюсной H-мост (естественно с кучей последовательных тиристоров в каждом плече), который просто нарезает 50-герцовые меандры в 3 фазы. А дальше стоит активный фильтр, который давит высшие гармоники.
Есть какие-то другие варианты, но они очень редки.
Dmitry_4
24.04.2017 17:53-2Мне кажется на таких мощностях выгоднее механическое преобразование. Оно и аккумулировать может скачки
tnenergy
24.04.2017 18:27+3Фактически, невозможно создать электродвигатель с +-800 кВ на обмотках, даже +-50 кВ где-то на грани технической реализуемости будет. А раз так, получается, что для машинного преобразования сначала надо сделать полупроводниковое преобразование…
Dmitry_4
24.04.2017 19:46в чем проблема последовательно включить много-много двигателей?
tnenergy
24.04.2017 21:27+1Подозреваю, что в стоимости такого механизма. Особенно интересно посмотреть на композитный ротор, который будет мегаватт 500 передавать...
Dmitry_4
25.04.2017 21:57-1так будет несколько сотен относительно простых последовательных машин
часть можно нагрузить на насосы, запасающие воду в резервуаре, часть на прямое преобразованиеtnenergy
25.04.2017 23:35+3И все это изолированное на 50-800 киловольт, элементарно, да.
Несколько сот "простых машин", в сумме, кстати, вряд ли обойдутся дешевле нескольких сотен "сложных тиристоров", хотя бы по весу затраченных материалов.
Dmitry_4
26.04.2017 08:35-1Зато они смогут запасать энергию. И да, откуда такие напряжения, если на каждой машинке киловольты
Shrizt
26.04.2017 18:02+3Любые движущиеся части влекут за собой стоимость владения и гемморой.
Замена подшипников, смазка, потери на трении и тепловыделениях.
Двигатели ПТ — это еще — щетки (ух...) их износ это вообще опа
ну и наконец КПД всего этого — ниже плинтуса…
lingvo
25.04.2017 22:15+3А как будете вопросы изоляции решать? Кабельные вводы на высокое напряжение я уже показывал выше.
Alex_Hannibal
25.04.2017 08:56+1Такие машины очень капризны и сложны в эксплуатации. С ними очень много геморроя. С этим очень долго мучились на ВПТ Выборг в свое время (сейчас пишут что на Выборге стоит тиристорная ВПТ, но мне помнится преподаватель говорил что там была именно машинная, или задумывалась именно машинная). Поэтому ВПТ на электрических машинах не получили распространение.
lingvo
25.04.2017 18:05+2Сейчас в HVDC используются две технологии — LCC и VSC. Первая на последовательно включенных тиристорах. Вторая на последовательно включенных IGBT. VSC сейчас очень активно развивается, так как за счет более аккуратной синусоиды позволяет отказаться от пассивных фильтров и таким образом значительно уменьшить размеры станции, что очень важно при дефиците места, например на морской платформе. Но они пока не достигают таких же уровней напряжения и тока, как LCC.
tnenergy
26.04.2017 18:18Кстати, вот лень смотреть VSC, позволю себе задать вопрос — "более аккуратная синусойда" за счет PSM генерации (но это дорогой многообмоточный транс), или многоуровнего инвертора, или еще как-то?
lingvo
26.04.2017 22:18Многоуровневый инвертор. В VSC при напряжениях в 300кВ, последовательно включаются по 500 штук полумостов на IGBTи каждый может выдать аж 2 варианта уровней напряжений на выходе. Поэтому форма напряжения получается с очень маленькими ступеньками.
Alex_Hannibal
24.04.2017 13:33Лепотаааа… Вот они высокие технологии. От проекта линка через Ливию и Сирию еще отказались по причине пересмотра концепции развития электроэнергетики с 2003 года: решили что энергобезопасность важней и развитие интеллектуальных решений/малой генерации может решить проблемы энергоснабжения.
migelle74
24.04.2017 14:31экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водором. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ
Непонятно, про какое напряжение в сверхпроводнике идет речь, ведь оно, по идее, должно быть равным нулю?
vadim031995
24.04.2017 15:25+1Падение напряжение равно нулю, а напряжение в любом участке цепи будет столько, сколько вы приложите.
martin_wanderer
24.04.2017 19:02Напряжение на концах сверхпроводящего кабеля действительно ноль. Но между кабелем и землей напряжение-то есть. И изоляция должна его выдерживать.
Arxitektor
24.04.2017 14:53+1А можно подробнее о сверх высокотоковых выключателях?
Что там за проблеммы? И в чем отличие выключателей на переменный и постоянный ток?
Почему с постоянным током такие проблемы?Alex_Hannibal
24.04.2017 15:25+5В том что на постоянном токе хер потушишь дугу высоковольтную. На переменном токе она гаснет при прохождении синусоиды через ноль, т.е. в бестоковую паузу. На постоянке логично что бестоковой паузы нет и надо придумывать как погасить дугу.
tnenergy
24.04.2017 21:16+5Как правильно написали, одна из главных проблем — погасить дугу. Вторая проблема связана с тем, что импеданс линии постоянного тока ниже, чем у линии переменного, поэтому КЗ происходит с бОльшими токами, а значит отсоединить конвертер от нагрузки надо очень быстро (например 5 мс против 50 мс на переменном токе). Сумма требований исключает использование механических выключателей (как на видео, например), а тиристорный выключатель имеет слишком высокое сопротивление. Приходится делать гибрид, который работает довольно хитро.
Примером очень похожего выключателя служит вот такой из ИТЭР, я этот пост опубликую на гиктаймс на следующей недели, после чернобыльской статьи.
nikee
26.04.2017 13:42-1А кстати в статье есть упоминание про сверхпроводящий ограничитель тока и если сделать кабельную вставку из сверхпроводника то линия будет автоматом отключатся за счет потери сверхпроводимости и тогда не потребуются выключатели.
darthmaul
24.04.2017 16:43+1Линия через Алжир и Испанию вполне реализуемая. Всё остальное, увы, останется фантастикой из-за политических проблем.
alexhott
24.04.2017 21:00говорят у нас в советское время строили линию на 1150 кВ
но так и не достроили
кто-нибудь может подробнее рассказать?tnenergy
24.04.2017 21:25+4Достроили, Экибазтуз-Кокшетау
Оказалось, что потери у нее слишком большие, а кроме того она плохо вписывалась в энергосистему из-за повышенного реактивного сопротивления, и при загрузке вся мощность садилась на параллельную ей ЛЭП 500 кВ.
В итоге линию перевели на 500 кВ.
Надо заметить, что все линии 1000+ кВ в свое время попробовали и снизили по напряжению, хотя китайцы вот в последнее время опять решили попробовать (и построили какое-то количество сетей на 1000 кВ).
impetus
24.04.2017 21:35(я не наброса для, а меня действительно интересуют эти вопросы): Сколь у таких линий с вандалоустойчивостью и у оборудования — с терр- и боевой устойчивостью и ремонтопригодностью? (напр во второй мировой войне — англо-американсие стратегические бомбардировки (+ довольно массово засылаемые группы диверсантов) не смогли «погасить» энергосистему рейха — ни станции, ни под-станции всерьёз-надолго вывести из строя не вышло — понятно что те не «сами» сопротивлялись, а люди их обороняли и в борьбе за живучесть были упорны, но тем не менее… Сколь легко «таджик/алкаш с болгаркой/перфоратором/экскаватором/бензовозом» — могут вывести из строя такую большую магистральную «новуюЛЭП»? (нынешнюю ЛЭП ли газопровод так выбить нетрудно, но и починить неложно, (а диверсанту статья большая!)).
Просто если к тем лэп-ам добавить ещё систему их охраны-обороны по всей длине (от любителей «скрутить гайку»/«срезать медь»/ «выпусить гелий для прикола») — то не столь уж они и удачными могут оказаться, в отличие от нынешних (которые таких идиотов часто убивают вообще сами, ибо написано же: «не влезай!»).tnenergy
24.04.2017 22:07+2Сколь у таких линий с вандалоустойчивостью и у оборудования — с терр- и боевой устойчивостью и ремонтопригодностью?
На мой взгляд нельзя смешивать устойчивость линий к диверсиям/вандализму и к военным действиям:
К военным действиям все это оборудование не особо устойчиво. Военные без проблем могут раскрошить в пыль любые капитальные сооружения, который восстанавливаются с большим трудом. Кабельная линия будет повреждена по оконечным пунктам.
- К террористам, наоборот, вся эта техника весьма устойчива. С трудом представляю себе террориста с экскаватором, раскапыващего полдня стратегический кабель там, где нет никакого наблюдения (и куда крайне непросто довезти экскаватор). В конце концов, к газопроводам вроде кладут на метр выше сигнальные провода, обрыв которых сразу мониторится (и определяется точка).
Igorjan
25.04.2017 00:36+2В конце концов, к газопроводам вроде кладут на метр выше сигнальные провода, обрыв которых сразу мониторится (и определяется точка).
как с газом точно не скажу, а вот нефтяники используют хитрый чувствительный элемент на базе оптоволокна. стоит рядом с трубой (+-5м от оси) проехать экскаватором, приезжают суровые ребята и начинают задавать вопросы
donvictorio
25.04.2017 03:01в России кроме НИИПТ этим кто-то занимается?
tnenergy
25.04.2017 09:28+2Чем "этим"?
Alex_Hannibal
25.04.2017 12:10По сабжу я понял, что речь идет про разработку технологий постоянного тока.
tnenergy
25.04.2017 12:37+3Все равно несколько абстрактно… если речь про высокомощные конверторы-инверторы, но в СССР ими активно занимался ВЭИ, и до сих пор там остаются остатки школы по высоковольтным тиристорным машинам. Самими ключами занимается саранский "Электровыпрямитель" и "Протон-Электротех", и не сказать, что у них прямо таки совсем негодные полупроводники (хотя, отстают от ABB, конечно лет на 15-20).
Вопрос в основном в том, что в России HVDC совсем не нужны — система устоялась и добавлять в нее постоянный ток незачем. А раз не нужны, то шансов на возникновение промышленности и науки вокруг этой технологии тоже особо нет.
Даже сверхпроводники имеют больше шансов, т.к. у них видится бОльше ниш применения.
Pro-invader
25.04.2017 09:26Сравнение ЛЭП переменного (AC) и постоянного (DC) тока. Сравнение немножко рекламное, т.к. при одинаковом токе (скажем 4000 А) ЛЭП переменного тока 800 кВ будем иметь мощность 5,5 ГВт против 6,4 ГВт у ЛЭП DC, правда с вдвое большими потерями. С одинаковыми потерями, действительно мощность будет отличатся в 2 раза.
А каким образом получилось 6,4 ГВт у ЛЭП пост.тока?
И картинка выше цитаты вводит в заблуждение: показаны две линии перем.тока, типа смотрите какие габариты-100 м, хотя надо сравнивать с одной опорой.
tnenergy
25.04.2017 09:27+3А каким образом получилось 6,4 ГВт у ЛЭП пост.тока?
Умножением 4000 ампер на 1,6 мегавольта разницы между полюсами.
И картинка выше цитаты вводит в заблуждение: показаны две линии перем.тока, типа смотрите какие габариты-100 м, хотя надо сравнивать с одной опорой.
Нет, если вы хотите одинаковые с HVDC потери при передаче 6,4 ГВт, то придется ставить 2 линии переменного тока параллельно.
Pro-invader
25.04.2017 09:58Простите, откуда напряжение 1,6 МВ?
Используют двухцепные линии, но я не видел, чтобы строили две параллельные линии.Pro-invader
25.04.2017 10:36Я думаю, что надо указывать, по отношению к чему указано напряжение: к земле или между полюсами.
В трехфазной линии линейное U 800 кВ, тут без вопросов.Мы не рассматриваем напряжение в линии перем.тока по отношению к земле. А в линии пост.тока оказывается рассматриваем.tnenergy
25.04.2017 10:55+3Я думаю, что надо указывать, по отношению к чему указано напряжение: к земле или между полюсами.
Указано к земле, т.к. это важно с точки зрения изоляции.
В трехфазной линии линейное U 800 кВ
В трехфазной линии указывается действующее межфазное напряжение. Межфазное, потому что нагрузка у такой линии трехфазная, действующее — потому что мощность определяется через нее. В то же время амплитудное межфазное напряжение будет в корень из 2 больше, а амплитудное напряжение "фаза — земля" в корень из двух раз меньше чем амплитудное межфазное = действующему межфазному.
Мы не рассматриваем напряжение в линии перем.тока по отношению к земле.
Рассматриваем при проектировании изоляции.
А в линии пост.тока оказывается рассматриваем.
Аналогично.
tnenergy
25.04.2017 10:49+2Напряжение 1,6 мегавольта получается из +800 кВ на одном полюсе и -800 кВ на втором. К нагрузке приложено 1,6 МВ.
Насчет "не видел, что бы строили две параллельные линии" крайне странное заявление. Ну вот вам пример:
Две параллельные линии, видимо 220 кВ, и одна двухцепная 110 кВ. Аналогично можно найти почти на любое напряжение.
Pro-invader
25.04.2017 11:34Видимо, Вы меня не понимаете. Про изоляцию это все ясно, тут подмена в том, что сравнивают линии совсем разных напряжений: 800 и 1600 МВ.
tnenergy
25.04.2017 11:43+2Я вас прекрасно понимаю, а вы вот в реальность поверить не хотите. Нет, с точки зрения конструкции линия +-800 кВ эквивалента линии 600-700 кВ переменного (за исключением того, что провода 2, а не 3), а не линии 1600 кВ переменного. Да, это такой чит линий постоянного тока, из-за чего они и интересны. Писать 1600 кВ на линии, которая +-800 кВ — это бессмыслица, хотя людям незнакомым, видимо, проще посчитать мощность.
Pro-invader
25.04.2017 11:58+3Я сам энергетик, и от этой, по-видимому, зарубежной картинки, в недоумении.
Напряжение должно указываться между полюсами или между фазами, если не оговорено иное. А иначе это вводит в заблуждение.Norno
25.04.2017 12:30В данном случае явно указано "+-", что должно снимать разночтения.
impetus
25.04.2017 12:46а, кстати — как там решается вопрос, что бы симметрично было? (запутаюсь формулировать терминологически верно сейчас вопрос) — вот что бы действительн оыбло +-800 на любой опоре а не +1000-600 из-за чего-нибудь (когда ПТ будет целая сеть, то этого «чего-то» возможно найдётся)…
Не не так. во: «а существет ли вопрос „несимметричности“ или это по построению автоматом всегда само получается?»tnenergy
25.04.2017 13:14+2Напряжение на полюсах определяется по большей части амплитудой напряжения на трансформаторах, которые запитывают выпрямитель. Сложно представить себе ситуацию, что бы так перекосило напряжения — оно все раньше аварийно отключится.
bigbrotherwatchingyou
25.04.2017 10:33соляризация Европы значительно выше, чем в Африке? зачем тянуть энергетические магистрали туда, где логичнее построить сами источники энергии?
Alex_Hannibal
25.04.2017 12:16+1Я думаю вы имели в виду не соляризация, а инсоляция. Соляризация это что-то из фототехники мне помнится.
bigbrotherwatchingyou
26.04.2017 08:58ну да, именно… раньше вон проекты придумывали, чтобы от экватора освещение гнать по оптоволокну к полюсам, а сейчас на 180 градусов развернулись… видимо, так удобнее бюджеты пилить…
Tiberius
26.04.2017 17:24А можно глупый вопрос задам: а что если в опустевший газопровод проложить СП кабель и начать качать в ЕС «чистую» энергию? Возможен ли такой вариант?
tnenergy
26.04.2017 17:27+2Не знаю — определенные трудности такого решения, очевидно, видны, но не зная в подробностях конструкцию трубопровода ответить на этот вопрос невозможно.
В целом, наверное, это все же будет дешевле, чем копать 4000 км, осталось понять, когда опустеют газопроводы...
MillionBaksov
26.04.2017 17:25Название статьи слегка вводит в заблуждение. По крайней мере, лично я подумал о настоящих автомагистралях на электричестве.
Tsimur_S
26.04.2017 22:36-1Где то читал о разработках в области передачи солнечного света напрямую — накачка лазера батареей солнечных концентраторов и передача импульса по оптоволокну. Этот концепт никак не применяется на данный момент?
max_bma
27.04.2017 08:48+3Не понял насчёт прокачивания жидкого азота по кабелю, — ведь для охлаждения жидкость должна кипеть, как отводится пар? На входе жидкий азот на выходе парожидкостная смесь?
tnenergy
27.04.2017 09:55+3Это на самом деле дискуссионный вопрос. Изначально такие магистрали предполагалось делать с кипящим теплоносителем, но оказалось, что гидравлика кипящей магистрали длинной километров 50 совсем не проста, а конструкция недешева.
Сейчас в основном предполагают просто теплоотвод в движущийся хладагент. При этом температура вдоль трубы постепенно растет, а давление падает (из-за потерь на прокачку), и в какой-то точке начинается кипение теплоносителя. Вот примерно в этой точке и ставится следующий криокуллер и циркнасос.
pil4g
27.04.2017 09:52На Курилах ветровую электроэнергетику пора развивать. Это регион с устойчивыми ветрами:
https://earth.nullschool.net/#current/wind/surface/level/orthographic=-192.23,47.48,1105
Построить завод по производству ветрогенераторов и постепенно ими обсадить все острова курильской гряды.
onthefly
29.04.2017 03:18+2Расходы мощности на рефрижерацию
Вместо того, чтобы выдумывать новые слова, можно просто написать «охлаждение».
Rumlin
off «Не совсем типичная картина» — возможно ситуацией ночью? Сейчас перетоки на сайте указаны в два раза больше.
tnenergy
С утра в субботу. Типичные перетоки в будни — сотни мегаватт, до двух гигаватт.