Комментарии 90
Фотографии оборудования просто огонь.
Выпрямительная станция на 600 кВ.
Ммм, конвертерная станция.
Просто произведения искусства.
Один из мотивов написания этой статьи — давнее желание показать эти фотографии :)
Демо всего на 20МВт:
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/comment_images/7f4/d8f/43b/7f4d8f43ba9448422e16e7cf586de9ef.jpg)
А это реальный холл:
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/comment_images/c22/2a3/b61/c222a3b619fc577baa12eda8ab476492.jpg)
Ну и трансформатор до кучи.
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/comment_images/f67/e48/f4f/f67e48f4f7548a1a9a22290d7535d2ab.jpg)
Проходные изоляторы чаще больше, чем сам трансформатор. Пример
![image](https://habrastorage.org/getpro/geektimes/comment_images/4f5/545/8a3/4f55458a32f821f30e567e5c78936466.jpg)
В мощных инверторах используют 6 полюсной H-мост (естественно с кучей последовательных тиристоров в каждом плече), который просто нарезает 50-герцовые меандры в 3 фазы. А дальше стоит активный фильтр, который давит высшие гармоники.
Есть какие-то другие варианты, но они очень редки.
Фактически, невозможно создать электродвигатель с +-800 кВ на обмотках, даже +-50 кВ где-то на грани технической реализуемости будет. А раз так, получается, что для машинного преобразования сначала надо сделать полупроводниковое преобразование…
Подозреваю, что в стоимости такого механизма. Особенно интересно посмотреть на композитный ротор, который будет мегаватт 500 передавать...
И все это изолированное на 50-800 киловольт, элементарно, да.
Несколько сот "простых машин", в сумме, кстати, вряд ли обойдутся дешевле нескольких сотен "сложных тиристоров", хотя бы по весу затраченных материалов.
Оттуда, что на вводе 800 кВ. Если на первом моторе падает, скажем, 10 кВ, то на выходных клеммах его будет 790, а на корпусе тоже ~790 кВ. От которых надо изолировать все вокруг, в т.ч. ротор (или ротор должен быть непроводящим).
Кстати, ротор на 500 мегаватт на сотню двигателей скорее всего нереализуем из-за недостаточной жесткости материалов (будут крутильные и поперечные колебания, которые все разнесут)
И т.д. и т.п.
Замена подшипников, смазка, потери на трении и тепловыделениях.
Двигатели ПТ — это еще — щетки (ух...) их износ это вообще опа
ну и наконец КПД всего этого — ниже плинтуса…
Кстати, вот лень смотреть VSC, позволю себе задать вопрос — "более аккуратная синусойда" за счет PSM генерации (но это дорогой многообмоточный транс), или многоуровнего инвертора, или еще как-то?
экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водором. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ
Непонятно, про какое напряжение в сверхпроводнике идет речь, ведь оно, по идее, должно быть равным нулю?
Что там за проблеммы? И в чем отличие выключателей на переменный и постоянный ток?
Почему с постоянным током такие проблемы?
Как правильно написали, одна из главных проблем — погасить дугу. Вторая проблема связана с тем, что импеданс линии постоянного тока ниже, чем у линии переменного, поэтому КЗ происходит с бОльшими токами, а значит отсоединить конвертер от нагрузки надо очень быстро (например 5 мс против 50 мс на переменном токе). Сумма требований исключает использование механических выключателей (как на видео, например), а тиристорный выключатель имеет слишком высокое сопротивление. Приходится делать гибрид, который работает довольно хитро.
Примером очень похожего выключателя служит вот такой из ИТЭР, я этот пост опубликую на гиктаймс на следующей недели, после чернобыльской статьи.
говорят у нас в советское время строили линию на 1150 кВ
но так и не достроили
кто-нибудь может подробнее рассказать?
Достроили, Экибазтуз-Кокшетау
Оказалось, что потери у нее слишком большие, а кроме того она плохо вписывалась в энергосистему из-за повышенного реактивного сопротивления, и при загрузке вся мощность садилась на параллельную ей ЛЭП 500 кВ.
В итоге линию перевели на 500 кВ.
Надо заметить, что все линии 1000+ кВ в свое время попробовали и снизили по напряжению, хотя китайцы вот в последнее время опять решили попробовать (и построили какое-то количество сетей на 1000 кВ).
Просто если к тем лэп-ам добавить ещё систему их охраны-обороны по всей длине (от любителей «скрутить гайку»/«срезать медь»/ «выпусить гелий для прикола») — то не столь уж они и удачными могут оказаться, в отличие от нынешних (которые таких идиотов часто убивают вообще сами, ибо написано же: «не влезай!»).
Сколь у таких линий с вандалоустойчивостью и у оборудования — с терр- и боевой устойчивостью и ремонтопригодностью?
На мой взгляд нельзя смешивать устойчивость линий к диверсиям/вандализму и к военным действиям:
К военным действиям все это оборудование не особо устойчиво. Военные без проблем могут раскрошить в пыль любые капитальные сооружения, который восстанавливаются с большим трудом. Кабельная линия будет повреждена по оконечным пунктам.
- К террористам, наоборот, вся эта техника весьма устойчива. С трудом представляю себе террориста с экскаватором, раскапыващего полдня стратегический кабель там, где нет никакого наблюдения (и куда крайне непросто довезти экскаватор). В конце концов, к газопроводам вроде кладут на метр выше сигнальные провода, обрыв которых сразу мониторится (и определяется точка).
Чем "этим"?
Все равно несколько абстрактно… если речь про высокомощные конверторы-инверторы, но в СССР ими активно занимался ВЭИ, и до сих пор там остаются остатки школы по высоковольтным тиристорным машинам. Самими ключами занимается саранский "Электровыпрямитель" и "Протон-Электротех", и не сказать, что у них прямо таки совсем негодные полупроводники (хотя, отстают от ABB, конечно лет на 15-20).
Вопрос в основном в том, что в России HVDC совсем не нужны — система устоялась и добавлять в нее постоянный ток незачем. А раз не нужны, то шансов на возникновение промышленности и науки вокруг этой технологии тоже особо нет.
Даже сверхпроводники имеют больше шансов, т.к. у них видится бОльше ниш применения.
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.
А каким образом получилось 6,4 ГВт у ЛЭП пост.тока?
И картинка выше цитаты вводит в заблуждение: показаны две линии перем.тока, типа смотрите какие габариты-100 м, хотя надо сравнивать с одной опорой.
А каким образом получилось 6,4 ГВт у ЛЭП пост.тока?
Умножением 4000 ампер на 1,6 мегавольта разницы между полюсами.
И картинка выше цитаты вводит в заблуждение: показаны две линии перем.тока, типа смотрите какие габариты-100 м, хотя надо сравнивать с одной опорой.
Нет, если вы хотите одинаковые с HVDC потери при передаче 6,4 ГВт, то придется ставить 2 линии переменного тока параллельно.
Используют двухцепные линии, но я не видел, чтобы строили две параллельные линии.
В трехфазной линии линейное U 800 кВ, тут без вопросов.Мы не рассматриваем напряжение в линии перем.тока по отношению к земле. А в линии пост.тока оказывается рассматриваем.
Я думаю, что надо указывать, по отношению к чему указано напряжение: к земле или между полюсами.
Указано к земле, т.к. это важно с точки зрения изоляции.
В трехфазной линии линейное U 800 кВ
В трехфазной линии указывается действующее межфазное напряжение. Межфазное, потому что нагрузка у такой линии трехфазная, действующее — потому что мощность определяется через нее. В то же время амплитудное межфазное напряжение будет в корень из 2 больше, а амплитудное напряжение "фаза — земля" в корень из двух раз меньше чем амплитудное межфазное = действующему межфазному.
Мы не рассматриваем напряжение в линии перем.тока по отношению к земле.
Рассматриваем при проектировании изоляции.
А в линии пост.тока оказывается рассматриваем.
Аналогично.
Напряжение 1,6 мегавольта получается из +800 кВ на одном полюсе и -800 кВ на втором. К нагрузке приложено 1,6 МВ.
Насчет "не видел, что бы строили две параллельные линии" крайне странное заявление. Ну вот вам пример:
Две параллельные линии, видимо 220 кВ, и одна двухцепная 110 кВ. Аналогично можно найти почти на любое напряжение.
Я вас прекрасно понимаю, а вы вот в реальность поверить не хотите. Нет, с точки зрения конструкции линия +-800 кВ эквивалента линии 600-700 кВ переменного (за исключением того, что провода 2, а не 3), а не линии 1600 кВ переменного. Да, это такой чит линий постоянного тока, из-за чего они и интересны. Писать 1600 кВ на линии, которая +-800 кВ — это бессмыслица, хотя людям незнакомым, видимо, проще посчитать мощность.
Напряжение должно указываться между полюсами или между фазами, если не оговорено иное. А иначе это вводит в заблуждение.
Не не так. во: «а существет ли вопрос „несимметричности“ или это по построению автоматом всегда само получается?»
А забросили их по причинам прямо противоположным «попилам». Из-за многократного (практически на порядок) снижения стоимости солнечной генерации все эти мегапроекты стали экономически нецелесообразны. При низкой стоимости генерации выходит дешевле построить в 1,5-2 раза больше мощностей солнечной генерации рядом с потребителями (в самой европе) не смотря на невысокую инсоляцию, чем строить в африке с высокой инсоляцией, но при этом тянуть дорогие сверхдлинные ЛЭП на 3000-4000 км и терять существенную часть выработанной энергии в этих ЛЭП и в преобразователях AC-DC-AC.
КПД конверсии "электроэнергия->водород->электроэнергия" невелик, поэтому это очень узконишевое решение.
Если преобразовывать обратно в электричество, то при существующих технологиях общие потери доходят до 70%, до потребителей дойдет порядка 30% от выработанной энергии.
Название статьи слегка вводит в заблуждение. По крайней мере, лично я подумал о настоящих автомагистралях на электричестве.
Не понял насчёт прокачивания жидкого азота по кабелю, — ведь для охлаждения жидкость должна кипеть, как отводится пар? На входе жидкий азот на выходе парожидкостная смесь?
Это на самом деле дискуссионный вопрос. Изначально такие магистрали предполагалось делать с кипящим теплоносителем, но оказалось, что гидравлика кипящей магистрали длинной километров 50 совсем не проста, а конструкция недешева.
Сейчас в основном предполагают просто теплоотвод в движущийся хладагент. При этом температура вдоль трубы постепенно растет, а давление падает (из-за потерь на прокачку), и в какой-то точке начинается кипение теплоносителя. Вот примерно в этой точке и ставится следующий криокуллер и циркнасос.
На Курилах ветровую электроэнергетику пора развивать. Это регион с устойчивыми ветрами:
https://earth.nullschool.net/#current/wind/surface/level/orthographic=-192.23,47.48,1105
Построить завод по производству ветрогенераторов и постепенно ими обсадить все острова курильской гряды.
Расходы мощности на рефрижерацию
Вместо того, чтобы выдумывать новые слова, можно просто написать «охлаждение».
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.
Так это же дофига. Почти 0.1% на 1км длинны, это почти 10% потерь на 100 км. При том, что самые простые HVDC без всяких сверхпроводников имеют потери существенно меньше 1% на 100км. Да и ЛЭП переменного тока высокого напряжения в наземном варианте обычно укладываются в 1% потерь на 100км.
В чем вообще тогда смысл подобных «сверхпроводников»?
Вырисовывается интересная дилемма: СП “мегамагистрали” оказываются в несколько раз дороже газовых магистралей при сопоставимой мощности
Попугаи только разные — у газопровода это тепловая мощность, а у СП ЛЭП электрическая. Как говорится — 2 очень большие разницы.
Ну и потери на передачу энергии у сверхдлинных (несколько тыс. км) газопроводов намного выше даже чем у обычных HVDC ЛЭП, не говоря уже о СП ЛЭП.
Так что если смотреть не только стоимость изначальных затрат (CAPEX), а полную стоимость на несколько десятков лет (CAPEX+OPEX) или посчитать аналог LCOE (только не для генерации 1 МВт*ч, а для передачи 1 МВт*ч на ХХХХ км), то уже не все так однозначно.
Почти 0.1% на 1км длинны, это почти 10% потерь на 100 км.
Потери не растут прям уж линейно, кроме того этот кабель явно оптимизирован на малую длину.
В чем вообще тогда смысл подобных «сверхпроводников»?
Кажется в статье написано — ЛЭП постоянного тока нельзя сделать больше, чем на 15 ГВт, и где-то при такой мощности сверхпроводники уже могут быть ощутимо выгоднее. Особенно, если речь идет о кабелях.
посчитать аналог LCOE (только не для генерации 1 МВтч, а для передачи 1 МВтч на ХХХХ км), то уже не все так однозначно.
Ну так посчитайте.
Кажется в статье написано — ЛЭП постоянного тока нельзя сделать больше, чем на 15 ГВт, и где-то при такой мощности сверхпроводники уже могут быть ощутимо выгоднее. Особенно, если речь идет о кабелях.
Ну единичную ЛЭП сделать невозможно, но никто же не мешает набрать нужную мощность, проложив N параллельных ниток / кабелей. Все самые мощные газопроводы (с которыми идет сравнение), тоже не одной гигантской трубой продолжены, а идет несколько параллельных труб проложенных по одному маршруту. Да и тут явно до этих пределов очень далеко — всего 40 МВт мощности передается.
Впрочем кажется понял зачем немцам такой геморой в виде СП линии, но с неприлично высокими потерями. Она же на низкое напряжение рассчитана (10 кВ) вместо высокого 110-220 кВ. Видимо за счет отказа от 2х кратного преобразования напряжения (среднее — высокое — среднее) рассчитывают сэкономить больше, чем будут терять в этой ЛЭП.
Ну так посчитайте.
Начал было считать, просмотрел еще раз статью в поисках исходных данных и набность в подробных рассчетах отпала. У вас в статье большая ошибка, когда вы СП ЛЭП с газопроводами сравниваете. Вот тут:
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).
85 ГВт тепловых (если весь транспортируемый газ сжечь на тепло, а не на производство электроэнергии пускать) имеют только многониточные газопроводы. На такую мощность это 3 трубы диаметра порядка 1200-1250мм или 2 трубы самого большого из применяемых серийно диаметров 1400мм.
А сравнение идет с одной единственной ниткой СП ЛЭП в габаритах одиночной 1200 мм трубы.
Одиночная газовая труба 1200мм может передать «всего» эквивалент 25-30 ГВт тепловых в виде газа. Наглядные пример наш (Россия-Германия) газопровод Северный поток.
Труба 1220 мм обеспечивает транспортировку 27.5 млрд. куб.м. газа в год. (55 млрд. по 2м параллельным ниткам)
Это примерно эквивалент 27500000000*33/3.6/365/24 = 28776636.22527 < 29 ГВт тепловой мощности.
А СП ЛЭП размещенная в габаритах такой же трубы сможет передавать до 100 ГВт если ваша прикидка верна.
Чтобы заменить такую СП ЛЭП нужно укладывать не одну, а 3-4 параллельных газовых трубы аналогичного габарита(получим 87-116 ГВт тепловых). А значит расходы на прокладку тоже минимум в 3 раза умножаем. И вместо 2-2.5 млн $/км получится 6-7.5 млн$/км.
Что ненамного меньше расходов на мега СП ЛЭП. И эта разница перекрывается большими потерями энергии в газопроводах по сравнению с HVDC и СП ЛЭП. Из ваших примеров в статье со сверхмощными HVDC потери порядка 3% на 1000 км. На СП должно как минимум не хуже получиться.
Для 100 ГВт это 3 ГВт мощности на потери при полной загрузке или ~26 млн. МВт*ч потерь в год или порядка 1,5 млрд.$/год в денежном выражении по оптовым ценам электроэнергии.
На газопроводы свежих данных по эффективности не видел, возьму старые данные СССР: https://img-fotki.yandex.ru/get/3410/51741429.14/0_128635_d3bb4490_orig
Эффективность компрессоров для перекачки газа с тех пор увеличилась, но не то чтобы сильно, технологии в общем-то все те же до сих пор применяются.
Аналог ЛЭП мощностью 100 ГВт и длинной 1000 км это 100 млрд. куб.м. газа в год прокачиваемые на 1000 км. Или ~70 млрд. тонно-километров. Если верить графику это расходы энергии порядка 70 млн МВт*ч в год или 4,2 млрд.$/год в денежном выражении если все компрессоры от электричества запитаны. Если на самом газу работают, как это часто бывает, то еще дороже выйдет.
В результате имеем для условно сферических магистралей перебрасывающих 100 ГВт на 1000 км
1. Мега СП ЛЭП 10-12 млрд. $ CAPEX + 1.5 млрд$/год минимальный уровень OPEX (только затраты на энергию)
2. 3-4 ниточный газопровод: 6-7 млрд.$ CAPEX + 4 млрд$/год минимальный уровень OPEX
В результате уже через несколько лет эксплуатации газопровод окажется дороже по суммарным затратам.
Тогда вышеприведенные 70 млн. МВт*ч / 352 млрд. МДж в год это 10,7 млрд. куб.м газа или где-то 3 млрд.$/год расходов на газ по текущим оптовым ценам. Тогда расклад слегка другой, хотя принципиально не меняется:
1. Мега СП ЛЭП 10-12 млрд. $ CAPEX + 1.5 млрд$/год минимальный уровень OPEX
2. 3-4 ниточный газопровод: 6-7 млрд.$ CAPEX + 3 млрд$/год минимальный уровень OPEX
На электрифицированном газопроводе OPEX выйдет поменьше(сама электроэнергия существенно дороже, но ее расход на электрифицированных компрессорных станциях в 2 с лишним раза меньше), но сам газопровод обойдется дороже за счет необходимости подводки силовых ЛЭП к каждой компрессорной станции.
Электрические магистрали будущего