Ряды напряжений высоковольтных сетей в мире

В один прекрасный майский день у меня появилась возможность побывать у одного из самых грандиозных переходов ЛЭП в мире. Речь идёт о переходах высоковольтных линий 330 кВ и 750 кВ через Каховское водохранилище, на Украине.

Прибыв на место, я в первую очередь снял промежуточные опоры, в полях за Ильинкой. Это был своего рода «разгон» перед фотосессией переходных опор-гигантов, которые манили меня со стороны водохранилища)

Первым делом я снял опоры двух одноцепных ЛЭП 330кВ. Опоры были П-образные железобетонные, с внутренними связями – ПВС. На снимке эти опоры запечатлены на фоне жёлтого поля с рапсом.

Параллельно линии 330кВ мимо Ильинки проходила ЛЭП 750кВ. Особенно мне понравилась промежуточная опора 750кВ весьма элегантного вида.

Если промежуточная опора ЛЭП 750кВ выглядит довольно элегантно, словно жирафа, то анкерные опоры этой линии в сравнении с ней широкие и крепко скроенные крепыши. Именно возле этой опоры я стал «слушать» линию. Все знают, что ЛЭП гудят или трещат, и обычно чем выше класс напряжение, тем сильнее шум. Я помнил, что ЛЭП 750кВ гудят громко, но к своему удивлению обнаружил под линией мёртвую тишину – ровным счётом ничего, ЛЭП явно не работала! А ЛЭП 330кВ неподалёку трещали довольно сильно.

Затем, я заставил анкерную опору ЛЭП 750кВ «подержать» солнце на своих проводах)))

Теперь предстояло передислоцироваться к переходным опорам, что виднелись на горизонте, по пути к ним я снял несколько опор 330кВ и 750кВ.

Именно тут я впервые встретил опоры типа «рюмка» на линии 330кВ, по типу они были схожими с рюмками линий 500кВ.

Честно говоря, немного типов опор вызывали у меня такие эмоции как эта. Треск под ней стоял невообразимый. Провода словно стелились по земле. Поражала массивность этого чудовища!

Концевая опора 330кВ была предтечей перехода через «море». Наконец я сделал первый снимок переходных опор.

А теперь об истории создания переходов. В 70-е годы прошлого века, на юге Запорожской области, на левом берегу Каховского водохранилища была сооружена Запорожская ГРЭС мощностью 3 млн. 600 тыс. кВт. Экономически было необходимо построить две линии электропередачи напряжением 330 кВ, в Никопольский энергорайон, расположенный на правом берегу водохранилища. Переход линий через водные пространства такой протяжённости в Советском Союзе ранее не сооружался.

Для первого сооружаемого перехода (330 кВ) проектировщики выбрали воздушный вариант линии (кабельный подводный вариант был нерентабелен, сложен в строительстве и эксплуатации). Длина перехода между крайними переходными опорами составила целых 5,15 км (!), а непосредственно над водой - 4,6 км. Переход был выполнен двухцепным.

Береговая переходная опора ЛЭП 330кВ

На переходе 330кВ установлены семь переходных опор анкерного типа высотой 90 и 100 метров, из которых пять, установлены в акватории водохранилища. Переход принят по схеме К-А-А-А-А-А-А-А-К (К - концевая опора, А - анкерная). Длины пролётов ЛЭП 330 кВ составляют 810 — 920 м. Двухцепные опоры башенного типа выполнены из углового проката, прошедшего оцинковку.

Опоры оборудованы лестницами, площадками и ограждёнными трапами на траверсах, причём на опору можно беспрепятственно подняться - лестницы спускаются прямо к земле, в отличие от большинства других переходов, где лесенки обычно не доходят до земли 2-3 метра, что бы уменьшить соблазн «туристов» залезть на мачту. В данном случае, видимо, роль сыграла малонаселённость территории.

Масса стометровой опоры составляет 290 тонн, а девяностометровой - 260 тонн. Внешне оба типа опор очень похожи, заметить отличия, можно только внимательно их рассмотрев.

Наибольшую сложность представляло сооружение фундаментов этих опор на территории водохранилища. Монтаж переходных опор на акватории - весьма сложная задача, требующая специального обустройства фундаментной площадки временными причалами, грузоподъёмными механизмами. Поэтому впервые в практике строительства ЛЭП (как в нашей стране, так и за рубежом) было принято решение о сооружении перехода наплавным методом. Поэтому, в особом котловане - доке, были сооружены плавающие фундаменты и на них смонтированы переходные опоры. Наплавные фундаменты были выполнены пустотелыми, из тонкостенных железобетонных элементов и, по сути, представляли собой огромные поплавки.

Для обеспечения их плавучести, фундамент был собран из водонепроницаемого днища, наружного борта и внутренних переборок, разделяющих внутреннюю часть фундамента на 8 изолированных друг от друга балластных отсеков, а также отсека для размещения оборудования и центрального распределительного отсека. Такое исполнение обеспечило непотопляемость фундамента и точность его балластировки, а также необходимую устойчивость в период буксировки суднами.

После окончания строительных работ на фундаментах и монтажа на них переходных опор, котлован заполнился водой до отметки Каховского водохранилища. При открытых кингстонах одновременно происходило заполнение водой внутренних отсеков фундаментов. После этого была разобрана перемычка, разделяющая котлован-док и Каховское водохранилище (процесс - на фото).

Поочерёдно, при закрытых кингстонах, из каждого фундамента, мощными насосами откачивалась вода, и после его всплытия, производилась буксировка к месту установки на трассе перехода. Буксировка опор по водохранилищу и работы по их установке производились с помощью пяти буксирных теплоходов — двух головных (мощностью по 1200 л.с.); двух боковых (мощностью по 300 л.с.) и одного заднего (тормозного) мощностью 600 л.с. Доставка всех пяти систем фундамент-опора была выполнена за 12 дней. После доставки фундаментов к месту предназначения, отсеки снова затапливались, в результате чего фундаменты садились на необходимое место на дне водохранилища.

Переход ЛЭП 330 кВ (Л243/244) был введён в эксплуатацию в 1977 году. В 1984 году, для выдачи мощности Запорожской АЭС тем же составом строительно-монтажных организаций, аналогичным наплавным методом, сооружён одноцепной переход линии 750 кВ «Запорожская АЭС — ПС 750 кВ Днепровская» (мощная электроподстанция под Вольногорском см. http://io.ua/s75116).

Опоры в доке

Створ перехода для более мощной линии 750кВ выбран в районе расположения Запорожской ГРЭС, параллельно существующему переходу ВЛ 330 кВ, на расстоянии 350 м выше его по течению. При принятии решения на строительство перехода ВЛ 750 кВ через Каховское водохранилище — уникального сооружения по своим масштабам и мощности линии — большую роль сыграл опыт проектирования, строительства перехода линии 330 кВ. Переход был сделан одноцепным по схеме К-П-П-А-П-П-К; из пяти переходных опор, из которых три опоры установлены на акватории водохранилища. Опоры перехода этой линии также оцинкованные.

Переходные промежуточные опоры высотой 126 м имеют массу 375 тонн каждая. Анкерная опора высотой 100 м весит 350 т. Длины переходных пролётов составляют 1215—1350 метров. Монтаж проводов был выполнен при помощи раскаточных барж и буксиров без опускания на дно водохранилища во избежание повреждений. Переход линии 750 кВ был 1984 году введён в эксплуатацию.

Переходная береговая опора 750кВ.

Верхушка опоры 750кВ

Фундамент опоры 750кВ

Лесенка на переходную опору ЛЭП 750кВ

Гигантская береговая переходная опора №26 ЛЭП 750кВ

Для опытного электрика, не первый год работающего с воздушными линиями электропередач, не составит ни какого труда, визуально определить напряжение ВЛ по виду изоляторов, опор, и количеству проводов в линии без всяких приборов. Хотя в большинстве случаев чтобы определить напряжение на ВЛ достаточно лишь взглянуть на изоляторы. После прочтения этой статьи, Вы тоже легко сможете определить напряжение ВЛ по изоляторам.

Фото 1. Штыревые изоляторы на напряжение 0.4, 6-10, 35 кВ.

Это должен знать каждый человек! Но почему, зачем человеку далекому от электроэнергетики уметь определять напряжение воздушной линии электропередач по внешнему виду изоляторов и количеству изоляторов в гирлянде ВЛ? Ответ очевиден, все дело в электробезопасности. Ведь для каждого класса напряжения ВЛ, есть минимально допустимые расстояния, ближе которых приближаться к проводам ВЛ смертельно опасно.

В моей практики было несколько несчастных случаев связанных с неумением определить класс напряжения ВЛ. Поэтому далее привожу таблицу из правил по технике безопасности, в которой указаны минимально допустимые расстояния, ближе которых приближаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением смертельно опасно.

Таблица 1. Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением.

*Постоянный ток.

Случай первый произошел на стройплощадке загородного дома. По неизвестной причине на стройке не было электроэнергии, недалеко от недостроенного дома проходила ВЛ-10кВ. Двое рабочих решили запитать от этой ВЛ удлинитель, для подключения электроинструмента. Зачистив два провода на удлинителе и сделав крючки, они решили при помощи палки зацепить их к проводам. На ВЛ-0,4 кВ эта схема бы работала. Но так как напряжение ВЛ было 10кВ один рабочий получил серьезные электротравмы, и чудом остался жив.

Второй случай произошел на территории производственной базы при разгрузке труб. Рабочий стропальщик разгружал с помощью автокрана металлические трубы из грузовика в зоне действия ВЛ-110кВ. В ходе разгрузки, трубы наклонились, так что один конец опасно приблизился к проводам. И даже, несмотря на то что не было непосредственного контакта проводов с грузом, из за высокого напряжения произошел пробой и рабочий погиб. Ведь убить током от ВЛ-110 кВ может даже без прикосновения к проводам, достаточно к ним лишь приблизится. Думаю теперь понятно почему так важно уметь определять напряжение ВЛ по виду изоляторов.

Главный принцип здесь заключается в том, что чем выше напряжение ЛЭП, тем большее количество изоляторов будет в гирлянде. Кстати, самая высоковольтная ЛЭП в мире находится в России, ее напряжение 1150кВ.

Первый тип линий напряжение которых нужно знать в лицо, это ВЛ-0,4 кВ. Изоляторы данных ВЛ самые маленькие, обычно это штыревые изоляторы изготовленные из фарфора или стекла, закрепленные на стальных крюках. Количество проводов в такой линии может быть либо два, если это 220В, либо 4 и более, если это 380В.

Фото 2. Деревянная опора ВЛ-0.4 кВ.

Второй тип это ВЛ-6 и 10кВ, внешне они не отличаются. ВЛ- 6кВ постепенно уходят в прошлое уступая место воздушным линиям 10кВ. Изоляторы данных линий обычно штыревые, но заметно больше изоляторов 0.4кВ. На угловых опорах могут быть использованы подвесные изоляторы, количеством один или два в гирлянде. Изготавливаются они так же из стекла или фарфора, и крепятся на стальных крюках. Итак: главное визуальное отличие ВЛ-0.4кВ от ВЛ-6, 10кВ, это более крупные изоляторы, а так же всего три провода в линии.

Фото 3. Деревянная опора ВЛ-10 кВ.

Третий тип это ВЛ-35кВ. Здесь уже используются подвесные изоляторы, или штыревые, но гораздо большего размера. Количество подвесных изоляторов в гирлянде может быть от трех до пяти в зависимости от опоры и типа изоляторов. Опоры могут быть как бетонные, так и изготовленные из металлоконструкций, а так же из дерева, но тогда тоже это будет конструкция, а не просто столб.

Фото 4. Деревянная опора ВЛ-35 кВ.

ВЛ-110кВ от 6 изоляторов в гирлянде. Каждая фаза, одиночный провод. Опоры бывают железобетонные, деревянные (почти не используют) и собранные из металлоконструкций.

Фото 5. Железобетонная опора ВЛ-110 кВ.

ВЛ-220кВ от 10 изоляторов в гирлянде. Каждая фаза выполняется толстым одиночным проводом. Напряжением выше 220кВ опоры собираются из металлоконструкций либо железобетонные.

Фото 6. Опора ЛЭП 220 кВ.

ВЛ-330кВ от 14 изоляторов в гирлянде. Идет по два провода в каждой фазе. Охранная зона данных воздушных линий электропередачи составляет 30 метров по обе стороны от крайних проводов.

Фото 7. Опора ЛЭП 330 кВ.

ВЛ-500кВ от 20 изоляторов в гирлянде, каждая фаза выполняется тройным проводом расположенным треугольником. Охранная зона 40 метров.

Фото 8. Опора ЛЭП 500 кВ.

ВЛ-750кВ от 20 изоляторов в гирлянде. В каждой фазе идет 4 либо 5 проводов расположенных квадратом либо кольцом. Охранная зона 55 метров.

Фото 9. Опора ЛЭП 750 кВ.

Таблица 2. Количество изоляторов в гирлянде ВЛ.

Что обозначают надписи на опорах ВЛ?

Наверняка многие видели надписи на опорах ЛЭП в виде букв и цифр, но не каждый знает, что они означают.

Фото 10. Обозначения на опорах ЛЭП.

Означают они следующее: заглавной буквой обозначается класс напряжения, например Т-35 кВ, С-110 кВ, Д-220 кВ. Цифра после буквы указывает на номер линии, вторая цифра указывает на порядковый номер опоры.

• Т- значит 35 кВ.
• 45- номер линии.
• 105- порядковый номер опоры.

Данный способ определения напряжения ЛЭП по количеству изоляторов в гирлянде не является точным и не дает 100% гарантии. Россия огромная страна, поэтому для разных условий эксплуатации ЛЭП (чистота окружающего воздуха, влажность и т.д.) проектировщики рассчитывали разное количество изоляторов и использовали разные типы опор. Но если к вопросу подходить комплексно и определять напряжение по всем критериям, которые описаны в статье, то можно достаточно точно определить класс напряжения. Если Вы далеки от электроэнергетики, то для 100% определения напряжения ЛЭП Вам все же лучше обратится в местное энергетическое предприятие.

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.

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.

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. Добавить метки

На электростанциях вырабатывается электроэнергия. Доставить ее потребителю можно только с помощью проводов и кабелей. Для транспорта электроэнергии служат ЛЭП. Линия электропередачи – это расшифровка аббревиатуры ЛЭП. В энергетике существует разграничение понятий, что считать ЛЕП. На подстанциях высоковольтное оборудование тоже связывается проводами. Но это не ЛЭП. Так называются только дальние линии, отходящие с подстанции, начиная от линейного ввода.

Все линии делятся на воздушные и кабельные. Встречаются кабельно-воздушные (КВЛ). Одновременно по проводам идет передача высокочастотного сигнала для ВЧ-связи, работы защит, аппаратуры СДТУ, с помощью которой осуществляется диспетчерское управление электросетями.

Воздушные ЛЭП

Линии, состоящие из проводов, опор и вспомогательного оборудования, проходящие по воздуху над землей, – это воздушные линии электропередач. Они еще называются ВЛЭП или ВЛ. Участки ВЛ могут проходить по конструкциям мостов, путепроводов.

Основные элементы ВЛ:

1. Провода. Их изготавливают из меди, алюминия, бывают комбинированные варианты. Иногда их скручивают из нескольких жил. Провода различаются параметрами сечения;
2. Опоры. Существующие виды: металлические, железобетонные и деревянные. Последние два типа применяются для ВЛ 6-10 кВ. Металлические опоры делятся на анкерные и промежуточные. Анкерные –ставятся на участках, где сконцентрирована наибольшая механическая нагрузка (при переходах через водоемы, изменении направления) и через определенное расстояние. Промежуточные – применяют на прямых местах трассы;

1. Гирлянды изоляторов. Бывают стеклянные, фарфоровые. Служат для изоляции проводов от тела опоры. Провода из соседних пролетов соединяются шлейфами;
2. Заземляющий контур, грозотрос, разрядники служат для защиты от перенапряжений, возникающих в атмосфере;
3. Гасители вибрации. Используются в конструкции ВЛ высокого напряжения. Для увеличения эксплуатационного срока ЛЭП необходимо поглощать механические вибрации проводов.

Строить и эксплуатировать ВЛ должен специально обученный персонал на основе ПТЭ (правил технической эксплуатации), ПУЭ (правил устройства электроустановок) и ПОТ (правил по охране труда).

Род тока

Классификация ВЛ в зависимости от рода тока:

1. ЛЭП постоянного тока. Такие ЛЕП позволяют снизить потери при передаче электроэнергии из-за отсутствия реактивной мощности (емкостной и индуктивной составляющей). Поэтому их применение оправдано при транспортировке электроэнергии между системами на большие дистанции. Но ВЛ дороже в постройке из-за необходимости установки дополнительного оборудования (выпрямителей, инверторов). В развитых странах их широко используют, а в РФ построено всего несколько линий постоянного тока напряжением 400 кВ. Однако именно на постоянном токе работает часть российской контактной сети железнодорожного транспорта напряжением 3кВ;
2. ЛЭП переменного тока. Практически все ВЛ, образующие энергосистему РФ, работают на переменном токе.

Класс напряжения

Напряжение ВЛ переменного тока условно подразделяется на:

1. Ультравысокое – 750, 1150 кВ;
2. Сверхвысокое – 330, 400, 500 кВ;
3. Высокое – 110, 150, 220 кВ;
4. Среднее – 6, 10, 20, 35 кВ;
5. Низкое – до 1000 В;
6. Напряжение 27 кВ переменного тока используется для питания частично контактной сети железнодорожного транспорта.

В распределительных сетях такое деление не применяется.

Важно! К каждому классу напряжения применяются определенные правила устройства ВЛ, требования к конструктивному исполнению и безопасной эксплуатации.

Предназначение ЛЭП определяет их другую классификацию:

1. ВЛ 500 кВ и большего напряжения используются для соединения отдельных частей энергосистемы, разных энергосистем и являются сверхдальними;
2. В качестве магистральных ЛЕП служат линии 220, 330 кВ, связывающие крупные питающие центры. Они также могут быть межсистемными;
3. ВЛ 35, 110, 150 кВ связывают менее значимые питающие центры в границах территориальных районов электросетей, используются для межрайонных связей. Относятся к распределительным ВЛ;
4. ЛЭП до 6-10 кВ подводят напряжение к распределительным пунктам и далее по низковольтным линиям непосредственно к потребителям.

Установленный режим работы нейтралей

От заземления нейтралей зависит работа защит ВЛ, обеспечивающих отключение оборудования при коротких замыканиях. Всего существует три режима работы:

1. С изолированной нейтралью. Используются в сетях до 35 кВ. Средняя точка трансформаторов не соединяется с заземляющим устройством. Такие ВЛ не будут отключаться защитами при однофазных КЗ (обрыв и падение одного провода на землю). Для компенсации емкостных токов оставшихся фаз применяются дугогасящие реакторы;
2. С эффективно заземленной нейтралью. Режим практически реализуется частичным заземлением нейтрали (не на всех подстанциях сети) и гарантирует отключение однофазных и других видов КЗ на высоковольтных линиях электропередачи. Применяется для сетей 110 кВ;
3. С глухозаземленной нейтралью. Применяется во всех сетях до 1000 В, а также 220 кВ и выше.

Важно! В сетях с изолированной нейтралью провод ВЛ может находиться на земле под напряжением. Приближаться к любым лежащим проводам запрещается.

Состояние ЛЭП и электрооборудования

Характеристика ЛЭП по состоянию, в котором она находится:

1. В работе – когда ВЛ замкнута с обеих сторон выключателями, и по ней протекает ток нагрузки;
2. В резерве;
3. В ремонте;
4. В консервации.

Ремонты ВЛ могут быть аварийные, текущие, капитальные. Когда линию реконструируют, то заменяют полностью или частично провода в пролетах, грозотросы, сами опоры.

Охранная зона ЛЭП

Границы охранной зоны устанавливаются для каждого класса напряжения линии. Это необходимо для исключения каких-либо действий, угрожающих стабильной работе ЛЭП или способных ее повредить.

Пределы охранных зон для ВЛ (отсчитываются от вертикального профиля линии по обе стороны):

• до 1000 В – 2 м;
• 20 кВ – 10 м;
• 35 кВ – 15 м;
• 110 кВ – 20 м;
• 220 кВ – 25 м;
• 550 кВ – 30 м;
• 750 кВ – 40 м;
• 1150 кВ – 55 м.

В этих границах, кроме продолжительного пребывания людей, запрещается:

1. Высаживать деревья, кустарники, другие растения, в том числе разрабатывать огороды;
2. Устраивать импровизированные свалки;
3. Проводить земляные работы;
4. Затруднять подход, проезд к ВЛ путем возведения заборов и других построек.

Важно! Все строительные работы в охранной зоне ВЛ и в непосредственной близости от нее необходимо согласовывать с ответственными лицами предприятия, обслуживающего линию.

Кабельные линии

КЛ, что расшифровывается как кабельные линии, служат также для транспорта электроэнергии. Представляют собой силовые кабели, проложенные в земле, подземных и наземных сооружениях, под водой. Для их соединения используются муфты.

Кабельные линии электропередач имеют следующие преимущества:

• защищены от влияния погодного фактора (грозовых разрядов, сильных ветров);
• не боятся падений деревьев;
• имеют низкую опасность для людей и животных;
• занимают меньшую территорию.

По классу напряжения кабельные линии электропередач подразделяются так же, как и воздушные.

Виды изоляции кабелей

1. Резиновая. Изготавливается на основе натуральных и синтетических материалов. Такие кабели отличаются гибкостью, но имеют низкий эксплуатационный срок;
2. Полиэтиленовая. Применяется для КЛ, прокладываемых в агрессивных средах. Невулканизированный полиэтилен боится высоких температур;
3. ПВХ. Отличается низкой стоимостью и высокой эластичностью. Кабели с ПВХ широко используются для КЛ всех классов напряжения;
4. Бумажная. Для силовых кабелей требуется пропитка такой изоляции особенным составом. В настоящее время применяется редко;
5. Фторопластовая. Самая устойчивая к любым повреждениям;
6. Маслонаполненные кабели. Требуют аппаратуры для поддержания давления масла, обладают высокой пожароопасностью. Сейчас не производятся. Существующие КЛ демонтируются, заменяются кабелями с более современными и надежными видами изоляции.

Виды кабельных сооружений

Для прокладки КЛ используются различные виды сооружений , где кабели, каждый из которых снабжается идентификационной биркой, находятся в открытом доступе для обслуживания:

1. Каналы. Это короба, сооруженные из железобетонных плит, верхняя крышка которых снимается. Находятся они, как правило, на поверхности земли;
2. Тоннели, выстраиваемые под землей. Размеры их таковы, что там свободно может передвигаться человек. Кабели уложены по боковым стенкам;
3. Кабельный этаж возводят на подстанциях. Представляет собой помещение, часто полуподвального типа, по периметру которого проложены кабели;
4. Эстакада. Сооружение открытого типа, находящееся непосредственно на земле, фундаменте или опорах, по дну которого проходят кабели с муфтами;
5. Галерея. То же, что и эстакада, только закрытая полностью или с нескольких сторон;
6. Двойной пол. Пространство под полом, закрытое плитами, которые можно снимать для проведения работ. Используется для низковольтных кабелей, в основном, в помещениях релейных залов подстанций;
7. Кабельный блок. Подземные трубы или каналы, где размещаются кабели, для прокладки которых используются камеры с входом через надземный люк. Такая камера называется кабельным колодцем.

Многообразие применяемых ЛЭП позволяет передавать электроэнергию на любые расстояния и по природным ландшафтам разнообразной сложности. При проектировании каждой линии учитывается ее назначение, протекающие токи нагрузки, стоимость оборудования для строительства и эксплуатации.

Видео

6 октября в Калининградской области представили самые высокие стилизованные линии электропередач в России. Аналогов конструкции, выполненной в виде якорей, в стране нет. Объект высотой 112 метров установлен в месте активного судоходства, на берегах реки Преголи.

Опоры - это часть линии электропередачи, которая строится для технологического присоединения Прегольской ТЭС (440 МВт) с существующей подстанцией 330 киловольт «Северная». Работы выполняются в рамках программы развития и реконструкции электросетевого комплекса до 2020 года.

Опоры по индивидуальному проекту изготовил «Опытный завод «Гидромонтаж», монтажом занималась компания «Сетьстрой».

Одним из первых судов, которое прошло под линиями электропередачи между опорами, стал один из крупнейших парусных судов - четырехмачтовый барк «Крузенштерн», высота мачт которого составляет около 55 метров.

«Мы заявились в Книгу рекордов России, потому что это самые высокие стилизованные на территории РФ высоковольтные опоры. Это не просто металлосооружения, это действующая линия электропередачи 330 киловольт. Не сама цель была построить якорь, это следствие нашей работы по надежному и безопасному энергоснабжению потребителей области», - сказал на презентации председатель совета директоров «Янтарьэнерго» (входит в ПАО «Россети»)

Он добавил, что заявка уже отправлена и в Интеррекорд. После того, как в Калининград приедут эмиссары, произведут замеры, новый уникальный инженерный проект - стилизованные опоры в виде якоря - сможет претендовать на мировой рекорд.

Высота опоры сопоставима с высотой 36-этажного дома или длиной футбольного поля и составляет 112 метров, каждая из двух опор состоит из пяти ярусов, ширина якорей более 16 метров. Вес опоры 450 тонн, она способна выдержать ветер силой до 36 метров в секунду. По всей высоте опор установлено сигнальное освещение, что делает их заметными в темное время суток для кораблей и самолетов. Надежность конструкции обеспечивают почти 270 свай, забитых на глубину 24 метра.

Расстояние между опорами над рекой Преголя, в месте активного судоходства, около 500 метров, высоту подвеса линий более 60 метров выбрали для того, чтобы обеспечить прохождение самых крупногабаритных судов, таких как парусники «Крузенштерн» и «Седов», чтобы команде барков, портом приписки которых является Калининград, не приходилось складывать мачты.

Проект разработан заводом «Гидромонтаж», единственным предприятием в России, которое специализируется на создании нетиповых ЛЭП. На этом же предприятии были изготовлены декоративные опоры ЛЭП в виде снежного барса и лыжников - символов Олимпиады-2014 в Сочи, а также первая стилизованная опора ЛЭП «Янтарьэнерго» в виде волка Забиваки, установленная в рамках подготовки к ЧМ-2018.

Как рассказали в «Янтарьэнерго», самые высокие в России опоры ЛЭП в виде якоря - часть масштабного проекта: для присоединения построенной, но еще не введенной полностью в эксплуатацию новой Прегольской ТЭС от подстанции Северная построена новая линия электропередачи протяженностью 65 километров. Энергетический мост из 254 опор позволит создать кольцо вокруг областного центра. Часть линий проходит над рекой Преголя, в местах активного судоходства, где и построены уникальные опоры.