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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/297/75e/5ac/29775e5ac3f6f88859a2c521b89d7840.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/88c/cf0/538/88ccf053844384d1ab762567b6dc3854.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/eda/e19/04f/edae1904fc198facecf5a4ba59637a2a.jpg)
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).
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/708/427/490/708427490cd0f8955d7657a061e0e898.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/c58/d93/53f/c58d9353f4ea6d53a0a58105970a9e7a.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/e0b/95d/603/e0b95d603999e20a423b2f8065779b46.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/7d4/f7e/fcb/7d4f7efcbcee6688ab2527a156d25932.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/800/15e/55c/80015e55cfbd8473c84b396287cde36c.png)
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/d7f/c33/525/d7fc33525e86552282fcb49aa38e80a8.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/350/22c/c30/35022cc303ec47d49473501e0ada2b6c.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/29e/201/107/29e201107364f9b6904ab1a0a49e9c70.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/61d/508/fe8/61d508fe85a9d2e24ba9e43de08884a9.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/640/b7a/6f5/640b7a6f58a6251e5a2a5f6149f7d13b.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/0c8/18c/e16/0c818ce167e38cb928256d3cf44d75cd.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/d6a/755/2b7/d6a7552b712cf7466f1044f654f5428e.png)
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».
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/b06/33d/c84/b0633dc8456b58627541cc5489697c12.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/1a7/1dc/48b/1a71dc48b8adb2ed8162de2476453d6d.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w1560/getpro/geektimes/post_images/eea/90e/127/eea90e127dab55b99cee8703672a73f2.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/r/w780q1/getpro/geektimes/post_images/6f2/ad1/332/6f2ad1332668686d77bdbe40a398e193.jpg)
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!
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/297/75e/5ac/29775e5ac3f6f88859a2c521b89d7840.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/88c/cf0/538/88ccf053844384d1ab762567b6dc3854.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/eda/e19/04f/edae1904fc198facecf5a4ba59637a2a.jpg)
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).
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/708/427/490/708427490cd0f8955d7657a061e0e898.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/c58/d93/53f/c58d9353f4ea6d53a0a58105970a9e7a.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/e0b/95d/603/e0b95d603999e20a423b2f8065779b46.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/7d4/f7e/fcb/7d4f7efcbcee6688ab2527a156d25932.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/800/15e/55c/80015e55cfbd8473c84b396287cde36c.png)
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/d7f/c33/525/d7fc33525e86552282fcb49aa38e80a8.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/350/22c/c30/35022cc303ec47d49473501e0ada2b6c.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/29e/201/107/29e201107364f9b6904ab1a0a49e9c70.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/61d/508/fe8/61d508fe85a9d2e24ba9e43de08884a9.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/640/b7a/6f5/640b7a6f58a6251e5a2a5f6149f7d13b.jpg)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/0c8/18c/e16/0c818ce167e38cb928256d3cf44d75cd.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/d6a/755/2b7/d6a7552b712cf7466f1044f654f5428e.png)
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».
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/b06/33d/c84/b0633dc8456b58627541cc5489697c12.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/1a7/1dc/48b/1a71dc48b8adb2ed8162de2476453d6d.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/eea/90e/127/eea90e127dab55b99cee8703672a73f2.png)
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.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/post_images/6f2/ad1/332/6f2ad1332668686d77bdbe40a398e193.jpg)
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!