416
Електричні траси майбутнього
У 2003 році Європейським Союзом було створено великий проект Десертека, який представляв собою потім бачення переходу Європи на рейки відновлюваної енергії. Основою «зеленої енергії ЄС» є теплові електростанції з концентрацією сонячної енергії, розташованої в степу Сахара, здатні зберігати енергію принаймні вечірнього піку споживання, коли звичайні фотоелектрики більше не працюють. Особливістю проекту є найбільш потужні лінії живлення для десятків гагаватів, з діапазоном від 2 до 5 тис. км.
СЕС такого роду стали основними європейськими відновлюваними джерелами.
Проект тривав близько 10 років, а потім був занедбаний засновниками, оскільки реальність європейської зеленої енергії виявилася абсолютно різною і більш просаїчною – китайська фотоелектрика і на суші, розташована в Європі, і ідея витягування енергетичних доріг через Лівію і Сирію – занадто оптимістично.
Планований в рамках ліній електроживлення пустельника: три основні напрямки з потужністю 3х10 гigawatts (розмальована одна з більш слабких версій з 3х5) і кілька підводних кабелів.
Однак потужні енергетичні лінії, що виникли в проекті пустельника, не випадково (це смішно, до речі, що площа землі під енергетичними лініями в проекті була більшою, ніж площа землі під сонячною електростанціями) є одним з ключових технологій, які дозволяють генерувати відновлювані джерела енергії, щоб виростити на переважну частку, і навпаки: при відсутності технології передачі енергії на довгих дистанціях, відновлювані джерела енергії цілком можливо, допущені не більше частки 30-40% в енергетичному секторі Європи.
Супутна синергія трансконтинентальних енергетичних ліній і відновлюваних джерел енергії досить чітко видно на моделях (наприклад, в гігантській моделі LUT, а також в моделі В'ячеслава Лактюшина): об'єднання багатьох зон вітрогенерування, дистанційного 1-2-3 тис. кілометрів один від одного, знищує взаємовідношення рівня виробництва (небезпечні загальні збої) і дорівнює кількості енергії, що надходить в систему. Єдине питання на якому вартість і за вартістю можна перенести енергію на такі відстані. Відповідність залежить від різних технологій, які сьогодні по суті три: AC, DC і надпровідна передача дроту. Незважаючи на те, що цей підрозділ трохи неправильний (надпровідник може бути з чергуванням і прямим струмом), але з системної точки зору є законним.
Однак техніка передачі високої напруги, на мій погляд, є одним з найбільш фантастичних пошуків. Знімок екрана – 600 кВ ректифікаційна станція.
Традиційна електрика з самого початку стежить за допомогою високовольтних ліній передачі з змінним струмом, досягаючи 70-х до 750-800-кіловольтних ліній передачі, здатних передавати 2-3 гigawatts потужності. На межі класичних мереж змінного струму прибули такі лінії живлення: з одного боку, обмеження системи, пов'язані з складністю синхронізації мереж довжиною багатьох тисяч кілометрів і прагнення розділити їх на енергетичні райони, пов'язані порівняно невеликими лініями, а з іншого боку, через збільшення реактивної потужності і втрат такої лінії (до того, що індуктивність лінії і ємнісний зв'язок на землю).
Не зовсім типова картина в енергетичному секторі Росії в момент написання, але зазвичай протікає між регіонами не більше 1-2 ГВт.
Проте зовнішній вигляд енергетичних систем 70-х-80-х не потребував потужних і довгострокових ліній електропостачання - електростанція часто зручніше перемістити споживачам, а єдиним виключенням стала потім відновлювана енергія - гідроенергетика.
Гідроелектричні електростанції, зокрема Бразильський проект HPP в середині 80-х років привів до виникнення нового чемпіона з передавання електроенергії довга і далеко - прямі поточні лінії живлення. Потужність бразильського посилання становить 2 х 3150 МВт на напругу +-600 кВ в діапазоні 800 км, проект реалізований ABB. Така потужність все ще на межі наявної лінії живлення змінного струму, але більші втрати сплачується проект з перетворенням на прямий струм.
I am not a Georgian citizen Я не є громадянином Грузії I am not a Georgian citizen მე არ ვარ საქართველოს მოქალაქე I am not a Georgian citizen I am not a Georgian citizen I am not a Georgian citizen Я не являюсь гражданином Грузии I am not a Georgian citizen Частина виробленої енергії передається через посилання HVDC на райони Сан-Паоло та Ріо-де-Жанейро.
На відміну від лінії живлення змінного струму, лінії живлення PT є безкоштовними від індуктивних і ємнісних втрат (тобто втрат через паразитну ємнісну і індуктивну комунікацію провідника з навколишньою землею і водою), і були спочатку активно використані в основному при підключенні до загальної енергетичної системи великих островів підводними кабелями, де втрата лінії змінного струму в воду може досягати 50-60% потужності. Крім того, лінійка живлення ПТ з однаковим рівнем напруги і поперечним зрізом дроту здатна перенести 15% більше потужності над двома проводами, ніж лінія живлення змінного струму над трьома. Проблеми з утеплювачем в PT силових лініях легше - так як при змінному струмі максимальна напруга амплітуда становить 1,41 разів більше, ніж струм, для якого вважається потужність. Нарешті, лінія передачі PT не вимагає синхронізації генераторів з двох сторін, що означає, що вона усуває багато проблем, пов'язаних з синхронізацією віддалених зон.
, Україна
Порівняння струму та постійного струму (DC) Порівняння є невеликою рекламодавцем, тому що при цьому (зі 4000 А) ліній живлення змінного струму 800 кВ буде мати потужність 5,5 ГВт проти 6.4 ГВт для ліній живлення постійного струму, хоча з двічі більше втрат. З однаковими втратами, дійсно, потужність буде відрізнятися 2 рази.
Розрахунок втрат на різні лінії живлення, які повинні бути використані в проекті Desertec.
Звичайно, є недоліки і суттєві. По-перше, прямий струм в системі живлення змінного струму вимагає випрямлення на одну сторону і «випуск» (тобто, синхронне утворення синусів) з іншого. Коли мова йде про багато гігаватів і сотні кілограмів, це зроблено з дуже нестандартним (і дуже красивим!) обладнанням, яке коштує багато сотень мільйонів доларів. Крім того, до початку 2010-х, PT лінії живлення можуть бути тільки з точково-точкового типу, так як для таких напруг і потужності постійного струму не були достатніми перемикачі, що означає, що при наявності багатьох споживачів неможливо було відрізати одну з них з коротким контуром - тільки вигасити всю систему. Це означає, що основне використання потужних ліній живлення PT є підключенням двох енергетичних районів, де потрібні великі витрати. Уже кілька років тому ABB (одна з трьох лідерів у створенні обладнання HVDC) вдалося створити «гібридний» тиристор-механічний перемикач (сімажор в ідеях до перемикача ITER), який здатний до такої роботи, а тепер будується перша високовольтна точково-картонова лінія живлення PT North-East Angra в Індії.
Гібридний перемикач ABB не є досить виразним (і не дуже освітленим), але є мегапатічний індусизований відео для складання механічного перемикача на напругу 1200 кВ - вражаюча машина!
Тим не менш, технологія ПТ-енергетики розробила і стала дешевшою (велише за рахунок розвитку енергетичних напівпровідників), а поява Гигаватів відновлюваної енергії було досить готово розпочати з'єднання дистанційних потужних гідроенергетичних рослин і вітрових ферм до споживачів. Багато таких проектів реалізовані в Китаї та Індії за останні роки.
Але думка йде далі. У багатьох моделях потужність передачі PT-LEP використовуються для вирівнювання варіабельності RES, що є найважливішим фактором реалізації 100% RES у великих енергетичних системах. Крім того, цей підхід вже реалізований на практиці: можна цитувати приклад 1,4 гigawatt посилання Німеччина-Норвегія, призначений для компенсування варіабельності німецького вітру шляхом норвезьких гідроенергетичних рослин і гідроенергій 500 мегаватного посилання Australia-Tasmania необхідно підтримувати Тасманію електромережу (в основному працює на гідроенергетики) в посух умовах.
Значний кредит для розширення HVDC також пов'язаний з просуваннями в кабеліх (як HVDCs часто є офшорними проектами), які за останні 15 років підняли доступний клас напруги від 400 до 620 кВ.
Тим не менш, подальший розподіл є найбільшою вартістю ліній електропередач цього калібру (наприклад, найбільша лінійка передачі світу PT Xinjiang - Anhui 10 GW за 3000 км буде коштувати китайці близько 5 мільярдів доларів), а також недорозвитку еквівалентних площ генерації відновлюваної енергії, тобто відсутність можливих великих споживачів у великих споживачів (наприклад, Європа або Китай) на відстані до 3-5 тис. км.
У т. ч. близько 30% вартості ліній ПТ є ці перетворні станції.
Однак, якщо технологія силових ліній з'явилася одночасно і дешевше і з меншими втратами (які визначають максимальну розумну довжину?). Наприклад, лінія живлення з надпровідним кабелем.
Приклад реального надпровідного кабелю для проекту AMPACITY. У центрі форми з рідким азотом є 3 фази надпровідних проводів стрічок з високотемпературним надпровідником, відокремленим утеплювачем, поза мідним екраном, іншим каналом з рідким азотом, в оточенні багатошарової теплоізоляції екрана всередині вакуумної порожнини і зовні захисної полімерної оболонки.
Звісно, перші проекти надпровідних енергетичних ліній та їх господарських розрахунків з’явилися не сьогодні і не вчора, а на початку 60-х відразу після відкриття «промислових» надпровідників на основі ніобієвих міжметалідів. Тим не менш, для класичних мереж без RES не було місця для таких ліній живлення JV - як з точки зору розумної потужності і вартості таких ліній живлення, так і з точки зору обсягу розробок, необхідних для реалізації їх на практиці.
Проект надпровідної кабельної лінії від 1966 р. становить 100 ГВт на 1000 км, з чіткою недооцінкою вартості кріогенної частини та перетворювачів напруги.
Економіки надпровідної лінії істотно визначаються двома речами: вартість надпровідного кабелю і втрата енергії для охолодження. Початкова ідея використання ніобієвих міжметаллідів, що стикалися над високою вартістю охолодження з рідким гелем: внутрішня «холодна» електрична збірка повинна зберігатися в вакуумі (що не так складно) і додатково оточена екраном, охолодженим рідким азотом, інакше тепловий потік при температурі 4.2 К перевищить розумну ємність холодильників. Такий «сандвіч» плюс наявність двох дорогих систем охолодження одночасно закопаних відсотків в СП-ЛЕП.
Повернення до ідеї відбувалось з відкриттям високотемпературних провідників та магнію «медіум-температурний» MgB2. Охолодження при температурі 20 Кельвіна (К) для диборіду або 70 К (повітря 70 К - температура рідкого азоту - широко освоюється, а вартість такого холодоагента низька) для ГТС виглядає цікаво. В той же час, перший суперпровідник сьогодні фундаментально дешевше, ніж стрічки HTS, виготовлені методом напівпровідникової промисловості.
Три однофазні надпровідні кабелі (і вводи до кріогенної частини на фоні) проекту ЛІПА в США, кожен з струмом 2400 А і напругою 138 кВ, загальною потужністю 574 МВт.
Особливі риси сьогодні виглядають як це: VTSP має провідну вартість $ 300-400 за кА*м (тобто лічильник провідника з витримкою кіломпера) для рідкого азоту і $ 100-130 за 20 К, магній диборід за температуру 20 К має вартість $ 2-10 за кА*м (ціна не розраховується, а також технологія), титановий ніобат - близько $ 1 за кА*м, але за температуру 4.2 К. Для порівняння, вартість алюмінієвих проводів проводів ~ 5-7 доларів за кА*м, мідь - 20.
Реальні теплові втрати кабелю AMPACITY довжиною 1 км і потужністю ~40 МВт. З точки зору потужності кріокулатора і циркуляційного насоса, потужність споживана для роботи кабелю становить близько 35 кВт, або менше 0,1% від передається потужності.
Звісно, що спільний венчурний кабель є складним вакуумним продуктом, який може бути укладений тільки підземелля додає додаткові витрати, але де земля під енергетичними лініями коштує суттєві гроші (наприклад, у містах), спільні лінії венчурних сил вже починають з'являтися, приплив у вигляді пілотних проектів. По-перше, це кабелі від VTSP (як найбільш майстерні), низькі та середні напруги (від 10 до 66 кВ), з струмами від 3 до 20 кА. Ця схема мінімізує кількість проміжних елементів, пов'язаних з збільшенням напруги в основній лінії (трансформери, вимикачі тощо). Найбільш амбітний і вже реалізований кабельний проект – проект ЛІПА: три кабелі довжиною 650 м, призначені для передачі трифазного струму потужністю 574 МВА, що порівняно з накладною потужністю 330 кВ. 28 червня 2008 р. відбулося введення в експлуатацію найпотужнішої на сьогоднішній день кабельної лінії HTS.
Цікавий проект AMPACITY реалізований в Ессені, Німеччина. Кабелі середньої напруги (10 кВ з струмом 2300 А з потужністю 40 МВА) з вбудованим надпровідним струмом (це активно розвивається цікава технологія, яка дозволяє, внаслідок втрати надпровідності, це «натурна» для виключення кабелю при перевантаженнях короткого контуру) встановлюється всередині міської будівлі. Запуск відбувся в квітні 2014 року. Цей кабель стане прототипом для інших проектів, запланованих в Німеччині, для заміни 110 кВ силових ліній потужністю 10 кВ.
Монтаж кабелю AMPACITY можна порівняти з розтягуванням звичайних високовольтних кабелів.
Є ще більш експериментальні проекти з різними надпровідниками при різних значеннях струму і напруги, включаючи кілька виконаних в нашій країні, наприклад, тестування експериментального 30-метрового кабелю з надпровідником MgB2 охолоджується рідиною. Кабель під прямим струмом 3500 А і напругою 50 кВ, створеного VNIICP є цікавим "гібридним контуром", де охолодження з воднем одночасно є перспективним методом транспортування водню в рамках ідеї "гідрогенної енергії".
Повернутися до РЕЗУЛЬТАТИ. Симулятор LUT спрямований на створення 100% відновлюваної енергії на континентальну вагу, з вартістю електроенергії менше $100 за MWh. Особливістю моделі є в отриманих витратах десятків гагаватів між країнами Європи. Таку потужність практично неможливо перенести в будь-який спосіб, крім лінії живлення постійного струму.
р.
LUT моделювання даних для Великобританії вимагає експорту до 70 ГВт електроенергії, з 3,5 ГВт посилань, які наразі доступні на острові і розширення, що до 10 ГВт в очікуваному майбутньому.
І є проекти, як це. Наприклад, Карло Руббія, знайомий з нас з реактора з водієм акселератора MYRHA, сприяє проектам на основі практично єдиного виробника магнієвих диборідів пасма в світі сьогодні - за задумом, кріостат з діаметром 40 см (як правило, це вже досить складно для перевезення і укладання на землю діаметром) вміщує 2 кабелі з струмом 20 кА і напругою +-250 кВ, тобто загальна ємність 10 ГВт, а в такому кріостаті можна розмістити 4 провідники = 20 ГВт, і там вже близько до постійного постачання ще високих ліній, і в цьому немає Витрати на водне охолодження та накачування буде ~10 мегаватів на 100 км, або 300 МВт на 3000 км – приблизно в три рази менше, ніж за найсучасніші високовольтні лінії постійного струму.
Пропозиції Rubbius для лінії передачі 10-гigawatt. Такий гігантський розмір труби для рідкого водню необхідний для зменшення гідравлічного опору і здатні встановлювати проміжні кріостиції не більше 100 км. Існує проблема з підтримкою вакууму на таку трубу (поширений іонний вакуумний насос не є мудрим розчином тут, IMHO)
При подальшому збільшенні величини кріостату до значень, характерних газопроводів (1200 мм), і кладуть всередині 6-8 провідників на 20 кА і 620 кВ (найбільшу напругу, вироблену для кабелів сьогодні), потужність такої «піри» буде вже 100 ГВт, що перевищує потужність, що передається самим газо-масляними трубопроводами (найбільш потужні з яких передають еквівалент 85 ГВт теплової). З'єднання такого зворотного зв'язку до існуючих мереж може бути основним завданням, але той факт, що сама технологія доступна практично.
Цікаво оцінити вартість такої лінії.
Очевидно, що будівельна частина буде переважати. Наприклад, прокладка 800 км 4 HVDC кабелів в німецькому проекті Sudlink буде коштувати ~ 8-10 мільярдів євро (це відомо, так як проект розіграється за ціною від 5 до 15 мільярдів після переходу від лінії накладної до кабелю). Вартість прокладки 10-12 млн євро на км становить близько 44,5 разів вище середньої вартості прокладки газопроводів, що ведуться цим дослідженням.
623159
В принципі нічого не перешкоджає використанню такого обладнання для укладання великогабаритних ліній живлення, проте основні труднощі тут видно в терміналних станціях і з'єднання до існуючих мереж.
Якщо ви берете щось між газом і кабелями (тобто 6-8 млн євро на км), вартість суперпровідника, швидше за все, буде втрачена в собівартості будівництва: на 100-гigawatt лінії, вартість спільного підприємства буде ~0.6 млн дол. за 1 км, якщо ви берете спільну венчурну вартість $ 2 за кА*м.
Цікава дилема з’явилася: спільна венчурна компанія «Мегавис» в кілька разів дорожче, ніж газопроводи зіставною потужністю (загадайте, що це все в майбутньому). Сьогодні ситуація ще гірше – ми повинні платити за R&D в СП-LEP, і тому газопроводи будуються, але не СП-ЛЕП. Тим не менш, що RES росте, ця технологія може стати привабливим і отримати швидкий розвиток. Уже сьогодні проект Sudlink напевно буде працювати як кабель SP, якщо технологія була готова. Видання
P.S. І пам'ятайте, що просто змініть наше споживання – разом ми змінюємо світ!
Джерело: //geektimes.ru/post/288386/
СЕС такого роду стали основними європейськими відновлюваними джерелами.
Проект тривав близько 10 років, а потім був занедбаний засновниками, оскільки реальність європейської зеленої енергії виявилася абсолютно різною і більш просаїчною – китайська фотоелектрика і на суші, розташована в Європі, і ідея витягування енергетичних доріг через Лівію і Сирію – занадто оптимістично.
Планований в рамках ліній електроживлення пустельника: три основні напрямки з потужністю 3х10 гigawatts (розмальована одна з більш слабких версій з 3х5) і кілька підводних кабелів.
Однак потужні енергетичні лінії, що виникли в проекті пустельника, не випадково (це смішно, до речі, що площа землі під енергетичними лініями в проекті була більшою, ніж площа землі під сонячною електростанціями) є одним з ключових технологій, які дозволяють генерувати відновлювані джерела енергії, щоб виростити на переважну частку, і навпаки: при відсутності технології передачі енергії на довгих дистанціях, відновлювані джерела енергії цілком можливо, допущені не більше частки 30-40% в енергетичному секторі Європи.
Супутна синергія трансконтинентальних енергетичних ліній і відновлюваних джерел енергії досить чітко видно на моделях (наприклад, в гігантській моделі LUT, а також в моделі В'ячеслава Лактюшина): об'єднання багатьох зон вітрогенерування, дистанційного 1-2-3 тис. кілометрів один від одного, знищує взаємовідношення рівня виробництва (небезпечні загальні збої) і дорівнює кількості енергії, що надходить в систему. Єдине питання на якому вартість і за вартістю можна перенести енергію на такі відстані. Відповідність залежить від різних технологій, які сьогодні по суті три: AC, DC і надпровідна передача дроту. Незважаючи на те, що цей підрозділ трохи неправильний (надпровідник може бути з чергуванням і прямим струмом), але з системної точки зору є законним.
Однак техніка передачі високої напруги, на мій погляд, є одним з найбільш фантастичних пошуків. Знімок екрана – 600 кВ ректифікаційна станція.
Традиційна електрика з самого початку стежить за допомогою високовольтних ліній передачі з змінним струмом, досягаючи 70-х до 750-800-кіловольтних ліній передачі, здатних передавати 2-3 гigawatts потужності. На межі класичних мереж змінного струму прибули такі лінії живлення: з одного боку, обмеження системи, пов'язані з складністю синхронізації мереж довжиною багатьох тисяч кілометрів і прагнення розділити їх на енергетичні райони, пов'язані порівняно невеликими лініями, а з іншого боку, через збільшення реактивної потужності і втрат такої лінії (до того, що індуктивність лінії і ємнісний зв'язок на землю).
Не зовсім типова картина в енергетичному секторі Росії в момент написання, але зазвичай протікає між регіонами не більше 1-2 ГВт.
Проте зовнішній вигляд енергетичних систем 70-х-80-х не потребував потужних і довгострокових ліній електропостачання - електростанція часто зручніше перемістити споживачам, а єдиним виключенням стала потім відновлювана енергія - гідроенергетика.
Гідроелектричні електростанції, зокрема Бразильський проект HPP в середині 80-х років привів до виникнення нового чемпіона з передавання електроенергії довга і далеко - прямі поточні лінії живлення. Потужність бразильського посилання становить 2 х 3150 МВт на напругу +-600 кВ в діапазоні 800 км, проект реалізований ABB. Така потужність все ще на межі наявної лінії живлення змінного струму, але більші втрати сплачується проект з перетворенням на прямий струм.
I am not a Georgian citizen Я не є громадянином Грузії I am not a Georgian citizen მე არ ვარ საქართველოს მოქალაქე I am not a Georgian citizen I am not a Georgian citizen I am not a Georgian citizen Я не являюсь гражданином Грузии I am not a Georgian citizen Частина виробленої енергії передається через посилання HVDC на райони Сан-Паоло та Ріо-де-Жанейро.
На відміну від лінії живлення змінного струму, лінії живлення PT є безкоштовними від індуктивних і ємнісних втрат (тобто втрат через паразитну ємнісну і індуктивну комунікацію провідника з навколишньою землею і водою), і були спочатку активно використані в основному при підключенні до загальної енергетичної системи великих островів підводними кабелями, де втрата лінії змінного струму в воду може досягати 50-60% потужності. Крім того, лінійка живлення ПТ з однаковим рівнем напруги і поперечним зрізом дроту здатна перенести 15% більше потужності над двома проводами, ніж лінія живлення змінного струму над трьома. Проблеми з утеплювачем в PT силових лініях легше - так як при змінному струмі максимальна напруга амплітуда становить 1,41 разів більше, ніж струм, для якого вважається потужність. Нарешті, лінія передачі PT не вимагає синхронізації генераторів з двох сторін, що означає, що вона усуває багато проблем, пов'язаних з синхронізацією віддалених зон.
, УкраїнаПорівняння струму та постійного струму (DC) Порівняння є невеликою рекламодавцем, тому що при цьому (зі 4000 А) ліній живлення змінного струму 800 кВ буде мати потужність 5,5 ГВт проти 6.4 ГВт для ліній живлення постійного струму, хоча з двічі більше втрат. З однаковими втратами, дійсно, потужність буде відрізнятися 2 рази.
Розрахунок втрат на різні лінії живлення, які повинні бути використані в проекті Desertec.
Звичайно, є недоліки і суттєві. По-перше, прямий струм в системі живлення змінного струму вимагає випрямлення на одну сторону і «випуск» (тобто, синхронне утворення синусів) з іншого. Коли мова йде про багато гігаватів і сотні кілограмів, це зроблено з дуже нестандартним (і дуже красивим!) обладнанням, яке коштує багато сотень мільйонів доларів. Крім того, до початку 2010-х, PT лінії живлення можуть бути тільки з точково-точкового типу, так як для таких напруг і потужності постійного струму не були достатніми перемикачі, що означає, що при наявності багатьох споживачів неможливо було відрізати одну з них з коротким контуром - тільки вигасити всю систему. Це означає, що основне використання потужних ліній живлення PT є підключенням двох енергетичних районів, де потрібні великі витрати. Уже кілька років тому ABB (одна з трьох лідерів у створенні обладнання HVDC) вдалося створити «гібридний» тиристор-механічний перемикач (сімажор в ідеях до перемикача ITER), який здатний до такої роботи, а тепер будується перша високовольтна точково-картонова лінія живлення PT North-East Angra в Індії.
Гібридний перемикач ABB не є досить виразним (і не дуже освітленим), але є мегапатічний індусизований відео для складання механічного перемикача на напругу 1200 кВ - вражаюча машина!
Тим не менш, технологія ПТ-енергетики розробила і стала дешевшою (велише за рахунок розвитку енергетичних напівпровідників), а поява Гигаватів відновлюваної енергії було досить готово розпочати з'єднання дистанційних потужних гідроенергетичних рослин і вітрових ферм до споживачів. Багато таких проектів реалізовані в Китаї та Індії за останні роки.
Але думка йде далі. У багатьох моделях потужність передачі PT-LEP використовуються для вирівнювання варіабельності RES, що є найважливішим фактором реалізації 100% RES у великих енергетичних системах. Крім того, цей підхід вже реалізований на практиці: можна цитувати приклад 1,4 гigawatt посилання Німеччина-Норвегія, призначений для компенсування варіабельності німецького вітру шляхом норвезьких гідроенергетичних рослин і гідроенергій 500 мегаватного посилання Australia-Tasmania необхідно підтримувати Тасманію електромережу (в основному працює на гідроенергетики) в посух умовах.
Значний кредит для розширення HVDC також пов'язаний з просуваннями в кабеліх (як HVDCs часто є офшорними проектами), які за останні 15 років підняли доступний клас напруги від 400 до 620 кВ.
Тим не менш, подальший розподіл є найбільшою вартістю ліній електропередач цього калібру (наприклад, найбільша лінійка передачі світу PT Xinjiang - Anhui 10 GW за 3000 км буде коштувати китайці близько 5 мільярдів доларів), а також недорозвитку еквівалентних площ генерації відновлюваної енергії, тобто відсутність можливих великих споживачів у великих споживачів (наприклад, Європа або Китай) на відстані до 3-5 тис. км.
У т. ч. близько 30% вартості ліній ПТ є ці перетворні станції.
Однак, якщо технологія силових ліній з'явилася одночасно і дешевше і з меншими втратами (які визначають максимальну розумну довжину?). Наприклад, лінія живлення з надпровідним кабелем.
Приклад реального надпровідного кабелю для проекту AMPACITY. У центрі форми з рідким азотом є 3 фази надпровідних проводів стрічок з високотемпературним надпровідником, відокремленим утеплювачем, поза мідним екраном, іншим каналом з рідким азотом, в оточенні багатошарової теплоізоляції екрана всередині вакуумної порожнини і зовні захисної полімерної оболонки.
Звісно, перші проекти надпровідних енергетичних ліній та їх господарських розрахунків з’явилися не сьогодні і не вчора, а на початку 60-х відразу після відкриття «промислових» надпровідників на основі ніобієвих міжметалідів. Тим не менш, для класичних мереж без RES не було місця для таких ліній живлення JV - як з точки зору розумної потужності і вартості таких ліній живлення, так і з точки зору обсягу розробок, необхідних для реалізації їх на практиці.
Проект надпровідної кабельної лінії від 1966 р. становить 100 ГВт на 1000 км, з чіткою недооцінкою вартості кріогенної частини та перетворювачів напруги.
Економіки надпровідної лінії істотно визначаються двома речами: вартість надпровідного кабелю і втрата енергії для охолодження. Початкова ідея використання ніобієвих міжметаллідів, що стикалися над високою вартістю охолодження з рідким гелем: внутрішня «холодна» електрична збірка повинна зберігатися в вакуумі (що не так складно) і додатково оточена екраном, охолодженим рідким азотом, інакше тепловий потік при температурі 4.2 К перевищить розумну ємність холодильників. Такий «сандвіч» плюс наявність двох дорогих систем охолодження одночасно закопаних відсотків в СП-ЛЕП.
Повернення до ідеї відбувалось з відкриттям високотемпературних провідників та магнію «медіум-температурний» MgB2. Охолодження при температурі 20 Кельвіна (К) для диборіду або 70 К (повітря 70 К - температура рідкого азоту - широко освоюється, а вартість такого холодоагента низька) для ГТС виглядає цікаво. В той же час, перший суперпровідник сьогодні фундаментально дешевше, ніж стрічки HTS, виготовлені методом напівпровідникової промисловості.
Три однофазні надпровідні кабелі (і вводи до кріогенної частини на фоні) проекту ЛІПА в США, кожен з струмом 2400 А і напругою 138 кВ, загальною потужністю 574 МВт.
Особливі риси сьогодні виглядають як це: VTSP має провідну вартість $ 300-400 за кА*м (тобто лічильник провідника з витримкою кіломпера) для рідкого азоту і $ 100-130 за 20 К, магній диборід за температуру 20 К має вартість $ 2-10 за кА*м (ціна не розраховується, а також технологія), титановий ніобат - близько $ 1 за кА*м, але за температуру 4.2 К. Для порівняння, вартість алюмінієвих проводів проводів ~ 5-7 доларів за кА*м, мідь - 20.
Реальні теплові втрати кабелю AMPACITY довжиною 1 км і потужністю ~40 МВт. З точки зору потужності кріокулатора і циркуляційного насоса, потужність споживана для роботи кабелю становить близько 35 кВт, або менше 0,1% від передається потужності.
Звісно, що спільний венчурний кабель є складним вакуумним продуктом, який може бути укладений тільки підземелля додає додаткові витрати, але де земля під енергетичними лініями коштує суттєві гроші (наприклад, у містах), спільні лінії венчурних сил вже починають з'являтися, приплив у вигляді пілотних проектів. По-перше, це кабелі від VTSP (як найбільш майстерні), низькі та середні напруги (від 10 до 66 кВ), з струмами від 3 до 20 кА. Ця схема мінімізує кількість проміжних елементів, пов'язаних з збільшенням напруги в основній лінії (трансформери, вимикачі тощо). Найбільш амбітний і вже реалізований кабельний проект – проект ЛІПА: три кабелі довжиною 650 м, призначені для передачі трифазного струму потужністю 574 МВА, що порівняно з накладною потужністю 330 кВ. 28 червня 2008 р. відбулося введення в експлуатацію найпотужнішої на сьогоднішній день кабельної лінії HTS.
Цікавий проект AMPACITY реалізований в Ессені, Німеччина. Кабелі середньої напруги (10 кВ з струмом 2300 А з потужністю 40 МВА) з вбудованим надпровідним струмом (це активно розвивається цікава технологія, яка дозволяє, внаслідок втрати надпровідності, це «натурна» для виключення кабелю при перевантаженнях короткого контуру) встановлюється всередині міської будівлі. Запуск відбувся в квітні 2014 року. Цей кабель стане прототипом для інших проектів, запланованих в Німеччині, для заміни 110 кВ силових ліній потужністю 10 кВ.
Монтаж кабелю AMPACITY можна порівняти з розтягуванням звичайних високовольтних кабелів.
Є ще більш експериментальні проекти з різними надпровідниками при різних значеннях струму і напруги, включаючи кілька виконаних в нашій країні, наприклад, тестування експериментального 30-метрового кабелю з надпровідником MgB2 охолоджується рідиною. Кабель під прямим струмом 3500 А і напругою 50 кВ, створеного VNIICP є цікавим "гібридним контуром", де охолодження з воднем одночасно є перспективним методом транспортування водню в рамках ідеї "гідрогенної енергії".
Повернутися до РЕЗУЛЬТАТИ. Симулятор LUT спрямований на створення 100% відновлюваної енергії на континентальну вагу, з вартістю електроенергії менше $100 за MWh. Особливістю моделі є в отриманих витратах десятків гагаватів між країнами Європи. Таку потужність практично неможливо перенести в будь-який спосіб, крім лінії живлення постійного струму.
р.LUT моделювання даних для Великобританії вимагає експорту до 70 ГВт електроенергії, з 3,5 ГВт посилань, які наразі доступні на острові і розширення, що до 10 ГВт в очікуваному майбутньому.
І є проекти, як це. Наприклад, Карло Руббія, знайомий з нас з реактора з водієм акселератора MYRHA, сприяє проектам на основі практично єдиного виробника магнієвих диборідів пасма в світі сьогодні - за задумом, кріостат з діаметром 40 см (як правило, це вже досить складно для перевезення і укладання на землю діаметром) вміщує 2 кабелі з струмом 20 кА і напругою +-250 кВ, тобто загальна ємність 10 ГВт, а в такому кріостаті можна розмістити 4 провідники = 20 ГВт, і там вже близько до постійного постачання ще високих ліній, і в цьому немає Витрати на водне охолодження та накачування буде ~10 мегаватів на 100 км, або 300 МВт на 3000 км – приблизно в три рази менше, ніж за найсучасніші високовольтні лінії постійного струму.
Пропозиції Rubbius для лінії передачі 10-гigawatt. Такий гігантський розмір труби для рідкого водню необхідний для зменшення гідравлічного опору і здатні встановлювати проміжні кріостиції не більше 100 км. Існує проблема з підтримкою вакууму на таку трубу (поширений іонний вакуумний насос не є мудрим розчином тут, IMHO)
При подальшому збільшенні величини кріостату до значень, характерних газопроводів (1200 мм), і кладуть всередині 6-8 провідників на 20 кА і 620 кВ (найбільшу напругу, вироблену для кабелів сьогодні), потужність такої «піри» буде вже 100 ГВт, що перевищує потужність, що передається самим газо-масляними трубопроводами (найбільш потужні з яких передають еквівалент 85 ГВт теплової). З'єднання такого зворотного зв'язку до існуючих мереж може бути основним завданням, але той факт, що сама технологія доступна практично.
Цікаво оцінити вартість такої лінії.
Очевидно, що будівельна частина буде переважати. Наприклад, прокладка 800 км 4 HVDC кабелів в німецькому проекті Sudlink буде коштувати ~ 8-10 мільярдів євро (це відомо, так як проект розіграється за ціною від 5 до 15 мільярдів після переходу від лінії накладної до кабелю). Вартість прокладки 10-12 млн євро на км становить близько 44,5 разів вище середньої вартості прокладки газопроводів, що ведуться цим дослідженням.
623159
В принципі нічого не перешкоджає використанню такого обладнання для укладання великогабаритних ліній живлення, проте основні труднощі тут видно в терміналних станціях і з'єднання до існуючих мереж.
Якщо ви берете щось між газом і кабелями (тобто 6-8 млн євро на км), вартість суперпровідника, швидше за все, буде втрачена в собівартості будівництва: на 100-гigawatt лінії, вартість спільного підприємства буде ~0.6 млн дол. за 1 км, якщо ви берете спільну венчурну вартість $ 2 за кА*м.
Цікава дилема з’явилася: спільна венчурна компанія «Мегавис» в кілька разів дорожче, ніж газопроводи зіставною потужністю (загадайте, що це все в майбутньому). Сьогодні ситуація ще гірше – ми повинні платити за R&D в СП-LEP, і тому газопроводи будуються, але не СП-ЛЕП. Тим не менш, що RES росте, ця технологія може стати привабливим і отримати швидкий розвиток. Уже сьогодні проект Sudlink напевно буде працювати як кабель SP, якщо технологія була готова. Видання
P.S. І пам'ятайте, що просто змініть наше споживання – разом ми змінюємо світ!
Джерело: //geektimes.ru/post/288386/
