Воздушные высоковольтные линии электропередач. Ряды напряжений высоковольтных сетей в мире

13.05.2019

Россия

В России получили развитие два ряда номинальных напряжений, в которые входят как линии сверхвысокого, так и линии ультра высокого напряжения. Первая шкала 110-150-330-750 кВ, вторая 110-220-500-1150 кВ.

Каждая из последующих ступеней в этих шкалах превышает предыдущую примерно в 2 раза, что позволяет поднять пропускную способность электропередачи примерно в 4 раза.
Эти шкалы напряжения имеют свои зоны применения. Первая шкала получила распространение в Северо-Западных областях России, Карелии, на Кольском полуострове и Северном Кавказе. Связи объединенной системы Северо-Запада с Кольской энергосистемой выполнены на напряжении 330 кВ, ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра - на напряжении 750 кВ.
Вторая шкала напряжений применяется в Центре России и регионах, расположенных к востоку от Москвы. В Центральной зоне упомянутые две шкалы иногда накладываются (линии 500 и 750 кВ). В то же время к востоку от Москвы, включая Сибирь и Дальний Восток, используется только вторая шкала напряжений. Такое разделение двух шкал по различным территориям имеет свои преимущества с точки зрения эксплуатации сетевого хозяйства.

США

Первые электропередачи напряжением 110 кВ были построены в США еще в 1910 г., 220 кВ - в 1922 г. 3aтем появился ряд других номинальных напряжений, что обусловлено большим количеством фирм, производивших электротехническое оборудование. В 50-е годы были освоены линии 345 кВ, в 1965 г. была включена первая линия 500 кВ, в 1969 г. - линия 765 кВ, а в 1970 г. вошла в работу линия электропередачи постоянного тока ±400 кВ длиной 1400 км (Тихоокеанская передача), проходящая вдоль западного побережья США. Несмотря на пестроту номинальных напряжений в этой стране, можно выделить две шкалы, которые имеют свои зоны применения. Первая шкала включает напряжения 138-345-765 кВ и используется на Юго-Западе, в Центре и на Севере страны, вторая - напряжения 115-230-500 кВ и используется преимущественно на Западе и Юго-Востоке США.
В США существует ряд объединенных энергосистем, куда входят отдельные энергокомпании, которых насчитывается более грех тысяч. Некоторые из этих объединений управляются из единого диспетчерского пункта, другие просто осуществляют параллельную работу при координации распределения нагрузки и регулирования частоты. Роль межсистемных связей и системообразующих линий выполняют линии 345-765 кВ. Ведутся работы по созданию оборудования для линий электропередачи 1600 кВ.
На севере энергосистемы США имеют мощные связи с Канадой, включая несколько линий 765 кВ в восточной части границы, несколько линий 500 кВ в западной ее части, три вставки постоянного тока.
В 90-х годах прошлого столетия была сооружена многоподстанционная электропередача постоянного тока Канада-США (1486 км, ±400 кВ, 2000 МВт) от ГЭС Ла Гранд в провинции Квебек (Канада) до г. Бостон (США). Эта передача имеет пять преобразовательных подстанций, три из которых расположены на территории Канады и две на территории США. Кроме этой линии электропередачи в США имеются еще три линии электропередачи и восемь вставок постоянного тока.
На юге энергосистемы США связаны линиями 230-345 кВ с энергосистемой Мексики. Энергосистемы Канады, США и Мексики работают параллельно.

Западная Европа

В Западной Европе существует энергообъединение UCPTE, включающее 12 стран, к которому теперь подключены и страны Восточной Европы. Страны Северной Европы создали энергообъединение Nordel System, включающее Швецию, Норвегию, Финляндию и Данию. Энергосистема Англин работает параллельно с UCPTE через подводную линию электропередачи постоянного тока. Подобные линии электропередачи связывают также энергосистемы Швеции, Дании и Германии с энергосистемами Швеции и Финляндии. Россия связана с Nordel System через вставку постоянного тока в г. Выборг с мощностью 1420 МВт. Предполагается сооружение подводной линии постоянного тока Великобритания - Норвегия протяженностью 724 км с пропускной способностью 800 МВт.
Основными системообразующими линиями переменного тока в странах Западной Европы, входящих в UCPTE, являются линии напряжением 380-420 кВ. Линии 230 кВ и линии 110-150 кВ выполняют функции распределительных сетей. Напряжения 500 и 750 кВ в Западной Европе не используются, однако во Франции в связи с ростом нагрузок разработан проект сооружения линий напряжением 750 кВ. При этом предполагается использовать вновь сооруженные линии 380 кВ с двумя проводами в фазе на двухцепных опорах для подвески одной цепи 750 кВ с теми же проводами.

Канада

В восточной части страны достаточно широко развита сеть напряжением 735 кВ, в западной - 500 кВ. Развитие сети 735 кВ вызвано необходимостью выдачи мощности одной из крупнейших в мире ГЭС на р. Черчилл мощностью 5,2 ГВт, а также каскада ГЭС на р. Св. Лаврентия. Для выдачи мощности ГЭС на р. Нельсон сооружена линия электропередачи постоянного тока Нельсон Ривер - Виннипег - двухцепная передача длиной 800 км: первая цепь на ртутных вентилях (±450 кВ, 1620 МВт), вторая цепь на высоковольтных тиристорных вентилях (±500 кВ, 2000 МВт). Кроме того, имеется вставка постоянного тока Ил Ривер 320 МВт, предназначенная для связи энергосистем Канады и США. На западном побережье
Канады проложена подводная передача от материка до о. Ванкувер, имеющая два кабеля переменного тока (138 кВ, 120 МВт) и два кабеля постоянного тока (+260+280 кВ, 370 МВт). Имеется также вставка постоянного тока Шатегей (1000 МВт), связывающая сеть 735 кВ в Канаде и сеть 765 кВ в США.
Развитые сети 500 кВ в западной части Канады объединяют крупные электростанции и узлы нагрузки в промышленных районах западных провинций. Непосредственной связи энергосистемы восточной и западной частей Канады не имеют, поскольку они разделены горными хребтами. Связь осуществляется через энергосистемы США. Существуют межсистемные связи 500 кВ между энергосистемами Канады и США в западной части этих стран.
Таким образом, на севере США и юге Канады существуют два крупных энергообъединения: энергосистемы северо-восточной части США н юго-восточной части Канады и энергосистемы северо-западной части США и юго-западной части Канады.

Мексика, Центральная и Южная Америка

Энергосистема Мексики имеет несоизмеримо меньшую мощность, чем энергосистема США. Основная сеть в Мексике формируется на напряжениях 220 и 400 кВ.
Страны Центральной Америки (Панама, Коста-Рика, Гондурас, Никарагуа) образуют энергетически обособленный район с небольшой суммарной мощностью электростанций (3-4 ГВт). Имеются межгосударственные связи 230 кВ. В настоящее время создается Центрально-Американское энергетическое объединение на базе сооружения линий 230-500 кВ.
Среди стран Южной Америки наиболее мощным энергетическим потенциалом обладают Бразилия (54 %), Аргентина (20 %) и Венесуэла (10 %). Остальное приходится на другие страны континента. В то же время крупнейшей в Южной Америке является энергосистема Аргентины. Наивысшее напряжение сетей в Аргентине 500 кВ, суммарная протяженность линий этого класса напряжений составляет около 10 тыс. км.
Наивысшее напряжение электрических сетей в Бразилии 765 кВ. Имеются также сеть линий 500 кВ, отдельные линии 400 кВ и сеть 345 кВ. В Бразилии эксплуатируется линия электропередачи постоянного тока от крупнейшей в мире ГЭС Итайпу в район г. Сан-Паулу. Эта электропередача имеет две цени напряжением ±600 кВ, ее протяженность свыше 800 км, суммарная передаваемая мощность 6300 МВт.
Наивысшее напряжение сетей в Венесуэле - 400 кВ. В остальных странах этого континента - 220 кВ. Существует ряд межсистемных связей 220 кВ.
Широкому объединению электроэнергетических систем Южной Америки препятствуют различные номинальные частоты отдельных стран: 50 и 60 Гц. Имеются две вставки постоянного тока. Одна из них мощностью 50 МВт между сетями Парагвая и Бразилии, другая мощностью 2000 МВт между сетями Бразилии и Аргентины.

Африка

При большой площади континента суммарная мощность электростанций относительно невелика. Из них примерно половина сосредоточена в ЮАР и свыше 10 % в Египте, остальные в других странах континента. При относительно скромных энергетических мощностях в энергосистемах Африки применяются достаточно высокие напряжения, что объясняется удаленностью источников энергии от центров потребления. В Египте применяется напряжение 500 кВ, в ЮАР - 400 кВ, Нигерии, Замбии и Зимбабве - 330 кВ, в других странах 220-230 кВ. На континенте сооружены две мощные линии электропередачи постоянного тока ГЭС: Инга - Шаба, связывающая два наиболее развитых, но обособленных района Заира, и ГЭС Кабора Басса (Мозамбик) - Аполо (ЮАР).

Азия (исключая СНГ)

По этому региону из-за отсутствия достаточно полной информации могут быть приведены только самые общие сведения. Наивысшее напряжение системообразующих линий в Индии, Турции, Ираке, Иране - 400 кВ, в Китае, Пакистане, Японии - 500 кВ. В Индии и Китае большое внимание уделяется электропередачам и вставкам постоянного тока. В этих странах уже сооружено несколько линий электропередачи н вставок постоянного тока и предполагается увеличение их количества и выполнение всех межсистемных связей на постоянном токе.
Среди энергосистем Азии передовые позиции занимают электроэнергетические системы Японии и Южной Корен. Основой системообразующей сети Японии являются линии напряжением 275 и 500 кВ. Практически все линии 500 кВ имеют двухцепное исполнение. Для передачи электроэнергии в район Токио от крупной АЭС построена линия электропередачи напряжением 1100 кВ длиной 250 км. Эта линия сооружена на двухцепных опорах высотой до 120 м, что определяется требованиями экологии. В настоящее время ведется сооружение кольцевой линии 1100 кВ на о. Хонсю.
Сложность в создании единой энергосистемы этой страны представляет наличие разных номинальных частот (50 и 60 Гц) в северной и южной частях Японии. Граница между этими частями проходит по о. Хонсю. Для связи между ними сооружены две вставки постоянного тока по 300 МВт. Кроме того, два острова - Хоккайдо и Хонсю - связывает воздушно-кабельная электропередача постоянного тока (600 МВт, ±250 кВ).
Системообразующая сеть Южной Кореи имеет напряжение 345 кВ. В связи с небольшими размерами территории этого государства линии электропередачи имеют небольшую длину. Общая длина линий 345 кВ, проходящих в меридиональном направлении, составляет немногим более 300 км. Примерно такова же суммарная длина линий, проходящих в широтном направлении. Трассы этих линий, как правило, проходят по территориям, не затронутым хозяйственной деятельностью, что в условиях Южной Кореи представляет большую сложность. В связи е ростом нагрузки сооружается линия 765 кВ, что также требует преодоления трудностей с прокладкой трассы.

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.

Гибридный выключатель ABB недостаточно выразительный (и не очень засвечен), зато есть мегапафосное индусское видео по сборке механического выключателя на напряжение 1200 кВ - впечатляющая машина!

Тем не менее технология ПТ-энергетики развивалась и дешевела (во многом благодаря развитию силовых полупроводников), и к появлению гигаватт ВИЭ-генерации оказалась вполне готова для того, чтобы начать подсоединять удаленные мощные гидроэлектростанции и ветропарки к потребителям. Особенно много таких проектов реализовано в последние годы в Китае и Индии.

Однако мысль идет дальше. Во многих моделях возможности ПТ-ЛЭП по передаче энергии используются для выравнивания ВИЭ-переменчивости, которая является важнейшим фактором на пути внедрения 100% ВИЭ в больших энергосистемах. Более того, такой подход уже реализуется на деле: можно привести пример 1,4 гигаваттного линка Германия-Норвегия, призванного скомпенсировать переменчивость немецкой ветрогенерации норвежскими ГАЭС и ГЭС и 500 мегаваттного линка Австралия-Тасмания нужного для поддержания энергосистемы Тасмании (в основном работающей на ГЭС) в условиях засухи.

Большая заслуга в распространении HVDC принадлежит так же прогрессу в кабелях (так как зачастую HVDC - это морские проекты), которые за последние 15 лет повысили доступный класс напряжения с 400 до 620 кВ

Впрочем, дальнейшему распространению мешает как дороговизна самих ЛЭП подобного калибра (например, крупнейшая в мире ЛЭП ПТ Xinjiang - Anhui 10 ГВт на 3000 км обойдется китайцам приблизительно в 5 миллиардов долларов), так и неразвитость равноценных районов ВИЭ-генерации, т.е. отсутствие вокруг крупных потребителей (например, Европы или Китая) сопоставимых крупных потребителей на расстоянии до 3-5 тысяч км.

В том числе порядка 30% стоимости ЛЭП ПТ линий составляют вот такие конвертерные станции.

Однако что если появится технология ЛЭП одновременно и дешевле и с меньшими потерями (которые определяют максимальную разумную длину?). Например, ЛЭП со сверхпроводящим кабелем.

Пример реального сверхпроводящего кабеля для проекта AMPACITY. В центре формер с жидким азотом, на нем расположены 3 фазы сверхпроводящего провода из лент с высокотемпературным сверхпроводником, разделенные изоляцией, снаружи медный экран, еще один канал с жидким азотом, окруженный многослойной экранно-вакуумной теплоизоляции внутри вакуумной полости, и снаружи - защитная полимерная оболочка.

Разумеется, первые проекты сверхпроводящих ЛЭП и их экономические расчеты появились не сегодня и не вчера, а еще в начале 60-х годов сразу после открытия “промышленных” сверхпроводников на основе интерметаллидов ниобия. Однако для классических сетей без ВИЭ места таким СП ЛЭП не находилось - и с точки зрения разумной мощности и стоимости таких ЛЭП, и точки зрения объема разработок, нужных для внедрения их в практику.

Проект сверхпроводящей кабельной линии из 1966 года - 100 ГВт на 1000 км, с явной недооценкой стоимости криогенной части и преобразователей напряжения

Экономика сверхпроводящей линии определяется, по сути, двумя вещами: стоимостью сверхпроводящего кабеля и потерями энергии на охлаждение. Изначальная идея использования ниобиевых интерметаллидов споткнулась о дороговизну охлаждения жидким гелием: внутреннюю “холодную” электрическую сборку необходимо держать в вакууме (что не так сложно) и дополнительно окружить охлаждаемым жидким азотом экраном, иначе тепловой поток на температуре 4,2К превзойдет разумные мощности рефрижераторов. Такой “бутерброд” плюс наличие двух дорогостоящих систем охлаждения в свое время похоронили интерес к СП-ЛЭП.

Возврат к идее произошел с открытием высокотемпературных проводников и “среднетемпературного” диборида магния MgB2. Охлаждение на температуре 20 Кельвинов (К) для диборида или на 70 К (при этом 70 К - температура жидкого азота - широко освоена, и стоимость такого хладагента невысока) для ВТСП выглядит интересным. При этом первый сверхпроводник на сегодня принципиально более дешевый, чем изготавливаемые методами полупроводниковой промышленности ВТСП-ленты.

Три однофазных сверхпроводящих кабеля (и вводы в криогенную часть на заднем плане) проекта LIPA в США, каждый с током в 2400 А и напряжением 138 кВ, общей мощностью в 574 МВт.

Конкретные цифры на сегодня выглядят так: ВТСП имеет стоимость проводника в 300-400 долларов за кА*м (т.е. метр проводника, выдерживающего килоампер) для жидкого азота и 100-130 долларов для 20 К, диборид магния для температуры 20 К имеет стоимость 2-10 $ за кА*м (цена не устоялась, как и технология), ниобат титана - около 1 $ за кА*м, но уже для температуры в 4.2 К. Для сравнения, алюминиевые провода ЛЭП обходятся в ~5-7 долларов за кА*м, медные - в 20.

Реальные тепловые потери СП кабеля AMPACITY длинной 1 км и мощностью ~40 МВт. В пересчете на мощность криокуллера и циркуляционного насоса мощность, затрачиваемая на работу кабеля, - около 35 кВт, или меньше 0,1% передаваемой мощности.

Конечно, то, что СП кабель - это сложное вакуумированное изделие, которое можно прокладывать только под землей, добавляет дополнительных расходов, однако там, где земля под ЛЭП стоит значительных денег (например, в городах), СП ЛЭП уже начинают появляться, пускай пока и в виде пилотных проектов. В основном, это кабели из ВТСП (как наиболее освоенные), на низкие и средние напряжения (от 10 до 66 кВ), с токами от 3 до 20 кА. Такая схема минимизирует количество промежуточных элементов, связанных с повышением напряжения в магистраль (трансформаторов, выключателей и т.п.) Наиболее амбициозным и уже реализованным проектом силового кабеля является проект LIPA: три кабеля длиной 650 м, рассчитанные на передачу трехфазного тока мощностью 574 МВА, что сопоставимо с воздушной линией электропередачи на 330 кВ. Ввод в эксплуатацию самой мощной на сегодняшний день ВТСП кабельной линии состоялся 28 июня 2008 г.

Интересный проект AMPACITY реализован в Эссене, Германия. Кабель среднего напряжения (10 кВ c током 2300 А мощностью 40 МВА) со встроенным сверхпроводящим ограничителем тока (это активно развивающаяся интересная технология, позволяющая за счет потери сверхпроводимости «естественно» отключать кабель в случае перегрузок коротким замыканием) установлен внутри городской застройки. Запуск произведен в апреле 2014 г. Этот кабель станет прототипом для остальных проектов, запланированных в Германии по замене 110 кВ кабелей ЛЭП на сверхпроводящие 10 кВ кабели.

Установка кабеля AMPACITY сопоставима с протяжкой обычных высоковольтных кабелей.

Экспериментальных проектов с разными сверхпроводниками на разные значения тока и напряжения еще больше, в том числе несколько выполнено в нашей стране, например, испытания экспериментального 30-метрового кабеля со сверхпроводником MgB2, охлаждаемого жидким водородом. Кабель под постоянный ток в 3500 А и напряжение 50 кВ, созданной ВНИИКП интересен «гибридной схемой», где охлаждение водородом одновременно является перспективным методом транспортировки водорода в рамках идеи «водородной энергетики».

Однако вернемся к ВИЭ. Моделирование LUT было нацелено на создание 100% ВИЭ генерации в масштабах континентов, при этом стоимость электроэнергии должна была составить меньше 100 долларов за МВт*ч. Особенность модели - в получившихся перетоках в десятки гигаватт между европейскими странами. Такие мощности практически невозможно передать никак кроме СП ЛЭП постоянного тока.

Данные моделирования LUT для Великобритании требуют экспорта электроэнергии, доходящего до 70 ГВт, при наличии на сегодня линков острова в 3,5 ГВт и расширения этого значения до 10 ГВт в обозримой перспективе.

И подобные проекты существуют. Например Карло Руббиа, знакомый нам по реактору с ускорительным драйвером MYRRHA , продвигает проекты на базе чуть ли не единственного на сегодня в мире производителя стрэндов из диборида магния - по задумке криостат диаметром 40 см (впрочем, уже довольно сложный для транспортировке и укладки на суше диаметр) вмещает 2 кабеля с током 20 кА и напряжением +-250 кВ, т.е. общей мощностью 10 ГВт, причем в таком криостате можно разместить 4 проводника = 20 ГВт, уже близко к требуемому моделью LUT, причем в отличии от обычных высоковольтных линий постоянного тока, здесь есть еще большой запас по повышению мощности. Расходы мощности на рефрижерацию и прокачку водорода составят ~10 мегаватт на 100 км, или 300 МВт на 3000 км - где-то в три раза меньше, чем для самых передовых высоковольтных линий постоянного тока.

Предложение Руббия по 10-гигаваттной кабельной ЛЭП. Такой гигантский размер трубы для жидкого водорода нужен для того, что бы уменьшить гидравлическое сопротивление и иметь возможность ставить промежуточные криостанции не чаще 100 км. Есть проблема и с поддержанием вакуума на такой трубе (распределенный ионный вакуумный насос - не самое мудрое решение тут, ИМХО)

Если дальше увеличить размеры криостата до значений, характерных для газопроводов (1200 мм), и уложить внутрь 6-8 проводников на 20 кА и 620 кВ (максимальное освоенное на сегодня напряжение для кабелей), то мощность такой “трубы” составит уже 100 ГВт, что превосходит мощности, передаваемые самими газо- и нефтепроводами (самые мощные из которых передают эквивалент 85 ГВт тепловых). Главной проблемой может стать подсоединение такой магистрали к существующим сетям, однако факт, что сама технология уже почти доступна.

Интересно прикинуть стоимость подобной линии.

Доминировать будет, очевидно, строительная часть. Например, прокладка 800 км 4 HVDC кабелей в немецком проекте Sudlink обойдется в ~8-10 миллиардов евро (это известно, поскольку проект подорожал с 5 до 15 миллиардов после перехода с воздушной линии на кабель). Стоимость прокладки в 10-12 млн евро за км примерно в 4-4,5 раза выше, чем средняя стоимость прокладки газопроводов, судя по этому исследованию .

В принципе, ничего не мешает применять подобную технику для прокладки сверхмощных линий электропередач, впрочем, основные сложности тут видны в оконечных станциях и подключению к имеющимся сетям

Если взять что-то среднее между газом и кабелями (т.е. 6-8 млн евро за км), то стоимость сверхпроводника скорее всего потеряется в стоимости строительства: для 100-гигаваттной линии стоимость СП составит ~0,6 млн долларов на 1 км, если взять СП стоимость 2$ за кА*м.

Вырисовывается интересная дилемма: СП “мегамагистрали” оказываются в несколько раз дороже газовых магистралей при сопоставимой мощности (напомню, что это все в будущем. Сегодня ситуация еще хуже - нужно окупить НИОКР на СП-ЛЭП), и именно поэтому строятся газопроводы, но не СП-ЛЭП. Однако по мере роста ВИЭ эта технология может стать привлекательной и получить бурное развитие. Уже сегодня проект Sudlink, возможно выполнялся бы в виде СП-кабеля, если бы технология была бы готова. Добавить метки

Электричество в наше время это основной вид энергии используемый повсюду. Повсеместное использование её стало возможным благодаря электрическим сетям , которые объединяют источники и потребителей электроэнергии. Линии электропередачи или сокращённо ЛЭП выполняют функцию транспортировки электричества. Они прокладываются либо над поверхностью земли и именуются «воздушными», либо заглубляются в землю и или под воду и именуются «кабельными».

Воздушные линии электропередачи, несмотря на их сложную инфраструктуру получаются более дешёвыми по сравнению с кабельными линиями. Сам по себе высоковольтный кабель является дорогим и сложным изделием. По этой причине этими кабелями прокладываются только некоторые участки на трассе воздушной ЛЭП в тех местах, где невозможно установить опоры с проводами, например через морские проливы, широкие реки и т.п. Кабелями прокладываются электрические сети в населённых пунктах, где сооружение опор также невозможно из-за городской инфраструктуры.

ЛЭП, несмотря на большую протяжённость это всё те же электрические цепи, для которых закон Ома применим так же, как и для остальных. Поэтому экономичность ЛЭП напрямую связана с увеличением напряжения в ней. Сила тока уменьшается, а вместе с ней и потери становятся меньше. По этой причине, чем дальше от электростанции расположены потребители, тем более высоковольтной должна быть ЛЭП. Современные сверхдальние ЛЭП передают электрическую энергию с напряжениями в миллионы вольт.

Но увеличение напряжения с целью уменьшения потерь имеет ограничения. Причиной их является коронный разряд. Это явление проявляется, вызывая ощутимые потери энергии, начиная с напряжений выше 100 киловольт. Жужжание и потрескивание высоковольтных проводов является следствием коронного разряда на них. По этой причине, с целью уменьшения потерь на коронный разряд, начиная с 220 киловольт, применяется два провода и более для каждой фазы воздушной ЛЭП.

Протяжённость линий электропередачи и рабочее напряжение их являются взаимосвязанными.

С напряжениями от 500 киловольт работают сверхдальние ЛЭП.
220 и 330 киловольт это напряжения для магистральных линий электропередачи.
150, 110, и 35 киловольт это напряжения распределительных ЛЭП.
Напряжения 20 киловольт и менее характерны для местных электросетей, по которым снабжаются электроэнергией конечные потребители.

Опоры для проводов

Кроме проводов в состав линий электропередачи в качестве главных конструктивных элементов входят опоры. Их назначение это удерживание проводов. В каждой ЛЭП есть несколько разновидностей опор, что показано на изображении ниже:

Анкерные опоры воспринимают большие нагрузки и поэтому имеют прочную жёсткую конструкцию, которая может быть весьма разнообразной. Все опоры соприкасаются со слабым или сырым грунтом через бетонный фундамент. В прочном грунте делаются скважины, в которые непосредственно погружаются опоры ЛЭП. Примеры конструкций металлических анкерных опор показаны на изображении далее:

Опоры также могут быть изготовлены с применением бетона или древесины. Деревянные опоры хотя и менее долговечные, но в полтора раза более дешёвые в сравнении с металлическими и бетонными конструкциями. Особенно оправдано их применение в регионах с сильными морозами и большими запасами древесины. Наиболее широкое распространение деревянные опоры получили в электросетях с напряжением до 1000 Вольт. Конструкция таких опор показана на изображении далее:

Провода линий электропередачи

Провода современных ЛЭП в основном изготовлены из алюминиевой проволоки. Для местных линий электропередачи применяются провода из чистого алюминия. Ограничением является длина пролёта между опорами в 100 – 120 метров. Для более протяжённых пролётов применяются провода из алюминия и стали. Такой провод имеет внутри стальной трос, охваченный алюминиевыми жилами. Трос воспринимает механическую нагрузку, алюминий – электрическую.

Полностью стальные провода применяются только на непротяжённых участках, где необходима максимальная прочность при минимальном весе провода. Все линии электропередачи с напряжением выше 35 киловольт снабжены стальным тросом для защиты от удара молний. Провода из меди и бронзы в настоящее время применяются только в ЛЭП специального назначения. Медная и алюминиевая проволока используется для изготовления полых трубчатых проводов. Это делается для уменьшения потерь в коронном разряде и для уменьшения радиопомех. Изображения проводов различной конструкции показаны далее:

Провод для линий электропередачи выбирается с учётом условий работы и возникающих при этом механических нагрузок. В тёплое время года это ветер, который раскачивает провода и увеличивает нагрузку на разрыв. Зимой к ветру добавляется гололёд. Слой льда на проводах своим весом существенно увеличивает нагрузку на них. Тем более что понижение температуры приводит к уменьшению длины проводов и усиливает внутренне напряжение в их материале.

Изоляторы и арматура

Для безопасного соединения проводов с опорами используются изоляторы. Материалом для них служит либо электротехнический фарфор, либо закалённое стекло, либо полимер, как показано на изображении ниже:

Стеклянные изоляторы при одних и тех же условиях получаются меньше и легче, чем фарфоровые. Конструктивно изоляторы разделяют на штыревые и подвесные. Штыревая конструкция для ЛЭП с напряжением выше 35 киловольт не применяется. Механические нагрузки, воспринимаемые подвесными изоляторами больше, нежели у штыревых изоляторов. По этой причине подвесная конструкция может применяться и на более низких напряжениях вместо штыревых изоляторов.

Подвесной изолятор состоит из отдельных чашек, соединённых в гирлянду. Число чашек зависит от напряжения ЛЭП. Для соединения чашек в гирлянду и всех остальных креплений проводов и изоляторов применяется специальная арматура. Надёжность, прочность и долговечность в условиях открытой среды определяют такие материалы для изготовления арматуры как сталь и чугун. При необходимости получения повышенной стойкости к коррозии выполняется покрытие деталей цинком.

К арматуре относятся различные зажимы, распорки, гасители вибрации, сцепные соединители, промежуточные звенья изоляторов, коромысла. Общее представление об арматуре даёт изображение ниже:

Защитные приспособления

Ещё одним компонентом устройства линий электропередачи являются конструкции защищающие оборудование, присоединённое к ЛЭП от атмосферных и коммутационных перенапряжений. От ударов молний защитой являются трос, протянутый выше всех проводов линии электропередачи и молниеотводы, которые обычно устанавливаются вблизи подстанций. Защитные промежутки располагаются на опорах ЛЭП. Пример такого промежутка показан на изображении слева. Вблизи подстанций устанавливаются трубчатые разрядники, в которых внутри есть искровой промежуток. Если он пробивается и при этом возникает дуга питаемая током короткого замыкания, выделяется газ, который гасит эту дугу.

Все технические и организационные нюансы по устройству линий электропередачи регулируются Правилами устройства электроустановок (ПУЭ). Какие – либо отступления от этих правил категорически запрещаются и могут рассматриваться как преступление той или иной тяжести в зависимости от последствий оного.

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.

Снимая рюмки, я весьма удивил местных огородников, ещё бы, не каждый день человек с камерой носится по полю между опорами и снимает их во всех позах. Только я отвлёкся от рюмок, как сразу переключился на монстроподобную концевую опору ЛЭП 330кВ, по-моему комментарии тут вообще излишни – это мощь в чистом виде.

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!

Если бы у меня была возможность, я бы выбрал для паспорта фотку где я на фоне этой опоры;-)

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

В восьмидесятые годы строительство ЛЭП-750 кВ приобрело массовый характер. На повестке дня стоял вопрос освоения новых, ранее не существоваших в мире классов напряжения -1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока, названных ультравысокими.

Строительство линий электропередачи ультравысокого напряжения открывало захватывающие перспективы - возможность быстро, с минимальными потерями перебрасывать электроэнергию и мощность на тысячи километров из энергоизбыточных регионов страны в энергодефицитные.

Первым в мире «широтным» линиям электропередачи предстояло связать воедино пять объединённых энергосистем Советского Союза – Сибири, Казахстана, Урала, Волги, Центра. Электропередача Сибирь – Казахстан – Урал строилась и вводилась в эксплуатацию поэтапно.

24 марта 1977 года ЦК КПСС и Совмин СССР приняли Постановление №243 "О создании Экибастузского топливно-энергетического комплекса и строительства линии электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз-Центр". Этим постановлением было предусмотрено эффективнее развивать топливно-энергетический комплекс, реализовать энергетическую программу СССР, где Казахстану предусматривалась в ближайшие годы одна из ключевых ролей в советской энергетике. В то время Казахстан занимал третье место среди республик СССР по производству электроэнергии.

Учитывая несметные запасы угля и масштабы его добычи, было принято решение о строительстве в Экибастузе крупных тепловых электростанций в непосредственной близости от разрезов, чтобы сократить до минимума расходы на транспортировку угля. С вводом в эксплуатацию энергоблоков на строящихся ГРЭС Казахстан не только полностью обеспечивал электроэнергией народное хозяйство республики, но и имел возможность передавать электроэнергию в другие регионы бывшего Советского Союза.

Для этих целей и было принято решение строительства электролиний 500 кВ и уникальной линии электропередачи сверхвысокого напряжения 1150 киловольт переменного тока Экибастуз-Урал протяженностью 900 км с подстанциями в Экибастузе, Кокчетаве, Кустанае и участок Кустанай - Челябинск протяженностью 300 км, с временным использованием его на напряжение 500 кВ.

Технико-экономическое обоснование электропередачи 1150 осуществлялось отделением дальних передач института "Энергосетьпроект". Разработка проектно-сметной документации производилась этим же институтом.

Генеральным подрядчиком по строительству электропередачи были по ВН-1150 кВ - трест "Спецсетьстрой". По строительству объектов ПС 1150 кВ Экибастузская - трест "Экибастузэнергострой". По строительству подстанций в Кокчетаве, Кустанае и Челябинске - трест "Южуралэнергострой".

Разработкой оборудования для уникальной электропередачи занимались десятки научных центров и институтов. К примеру, автотрансформаторы АОДЦТ-66700 разрабатывал и изготавливал НПО "Запорожтрансформатор". Реакторы шунтирующие РОДЦ-300000/1150 - Московский завод "Электросила", воздушные выключатели ВНВ-1150 разработал НПО "Уралэлектротяжмаш". Полый провод для ошиновки оборудования ОРУ-1150 изготовил Московский электротехнический завод АН СССР в содружестве с институтами, энергетиками и работниками других отраслей промышленности. Для электропередачи были созданы новые классы контактных и изоляционных материалов, аппаратуры релейной защиты, автоматики и связи, рассчитанной на безотказную и длительную работу узлов и агрегатов при сверхвысоких нагрузках.

Строительство ВЛ-1150 кВ осуществлялось несколькими передвижными мехколоннами и опережало строительство подстанций. Строительство первой из четырех подстанций началось генподрядчиком СУЭПК, начальник Ю.А. Казанцев Для повышения индустриализации и сокращения сроков строительства проектными институтами были приняты усовершенствованные конструкции со сборкой отдельных узлов на сборочных площадках.

Имеющаяся на то время практика подстанционного строительства на объектах ПС-1150 кВ была неприемлема, так как маслонаполненное электротехническое оборудование, монтируемое на площадке, весило более 500 тонн. Металлоконструкции линейных и ячейковых порталов весили до 30 тонн и монтировались на высоте 40 и более метров при значительных габаритах.

Подрядчиками для их монтажа применялась на тот период передовая мобильная грузоподъемная техника, краны "Като", "Днепр", "Январец", ДЭК-50, автовышки "Магирус-Бронто-33", АГП-22 и др.

Используя вышеназванную технику в стесненных условиях площадки, строителям и монтажникам приходилось проявлять смекалку для организации безаварийной работы механизмов.

При большой концентрации механизмов на площадках строительства была удачно применена кольцевая схема временного электроснабжения, исключающая отключение и повреждение линий при передвижении механизмов.

Для координации вышеназванных мероприятий в Экибастузе работала группа рабочего проектирования Одесского филиала института "Оргэнергострой" (возглавлял ее В.Х. Ким), которая разрабатывала проекты производства работ на технологические процессы монтажа строительных конструкций и оборудования.

Большой объем работ по монтажу металлоконструкций ОРУ-500 кВ и ОРУ-1150 кВ был выполнен участком под руководством А.В. Музыка треста "Электросредазмонтаж". Монтаж всего маслонаполненного оборудования и его ревизию выполнил
участок во главе с М.Е. Семеновым этого же треста.

Строительные и монтажные работы по укладке кабельных лотков и каналов, монтажу стоек УСО, устройство дорог и переездов выполнило СУЭПК (начальник участка В.И. Веселов).

По своему техническому оснащению первенец казахстанской энергетики сверхвысокого напряжения ПС-1150 кВ являлась уникальным сооружением, которому не было аналогов в мире. Само оборудование на ПС-1150 кВ считалось технически сложным для эксплуатации и требовало от эксплуатирующего персонала особых знаний и особого отношения к своей работе. Именно такими качествами обладали Ю.Н. Пакулин, начальник подстанции, Л.Р. Беседин, заместитель начальника ПС, Г.И. Пилюгин, мастер по ремонту воздушных выключателей. Оперативно-диспетчерский персонал - Н.И. Токманцеца, И.П. Долгов, Е.Н. обко, А.В. Аксиньин. Ведущие инженеры группы релейной защиты и автоматики А.Н. Юхно, И.Т. Финк, К. Ергалиев - электрослесарь по ревизии и наладке маслонаполненного оборудования и др. Бесперебойной работой подрядных организаций, занятых в круглосуточном режиме, руководил штаб стройки во главе с главным инженером треста "Экибастузэнергострой" М. Барковским.

В предпусковой период в течение продолжительного времени на площадке ПС-1150 кВ практически жила группа ведущих специалистов объединения во главе с главным инженером ПО "Дальние электропередачи" О.А. Никитиным. После четырехлетней напряженной работы многих подрядных, пусконаладочных и шефских заводских организаций, участвующих в создании уникальной подстанции, в последних числах июля 1985 года впервые в мировой практике было подано напряжение на уникальное оборудование подстанции Экибастузская 1150 кВ, предназначенное для передачи электроэнергии по линии Экибастуз-Урал до подстанции в Кокчетаве. Началось промышленное испытание первой очереди крупнейшего энергомоста.

Впервые в мировой практике промышленного потребления получена электроэнергия переменного тока сверхвысокого напряжения 1150 кВ.

В честь такого события был проведен митинг на территории ПС-1150 кВ с участием общественности города.

На снимке запечатлен момент передачи символичного ключа от строителей эксплуатационникам. Фото Б.КИРИЧЕК, участника строительства электропередачи переменного тока 1150 кВ Экибастуз-Урал.

Так в 1987 году был сдан участок этой линии от Экибастуза до Чебаркуля протяжённостью 432 километра на уровне напряжения 1150 кВ. Ни одна другая линия в мире не способна работать под столь высоким напряжением. Участок должен был выдавать мощность от двух построенных Экибастузских ГРЭС на подстанцию 1150 кВ в Чебаркуле. Диспетчерское наименование: Костанайская-Челябинская. Пропускная способность линии достигала 5500 МВт.

Проложенная от Экибастуза через Кокчетаев и Кустанай вплоть до Челябинска, ЛЭП-1150 соединила энергосистемы Казахстана и России. Средняя высота опор линии составляет 45 метров. Вес проводников приблизительно 50 тонн.

Уникальная высоковольтная линия электропередачи «Сибирь-Центр» проектного напряжения 1150 кВ обошлась стране в 1,3 трлн. рублей. Одновременно с ней шло строительство линии электропередачи постоянного тока 1500 кВ Экибастуз – Центр.

На территории Казахстана ЛЭП-1150 кВ Экибастуз-Кокчетав-Кустанай работала на номинальном напряжении 1150 кВ с 1988 по 1991 годы.

Завершение строительства «широтных» ЛЭП 1150 и 1500 кВ планировалось в 1995 году, однако из-за распада СССР проект остался неоконченным. Большая часть линии оказалась «за границей», так как приблизительно 1400 из 1900 км линии «Барнаул-Экибастуз-Кокчетав-Кустанай-Челябинск» находится в Казахстане.

«Линию построили, но использовать ее, окупив затраченные деньги, так и не пришлось. Сначала во время распада СССР перестали работать обе электростанции в Экибастузе, их продали американцам фактически как металлолом. Потом и линию демонтировали на участке, проходящем по Казахстану. А участок от Петропавловска до Чебаркуля эксплуатируется на напряжении 500 киловольт и практически незагружен. Но опоры-рюмки стоят».
Заместитель управляющего Челябэнерго Владимир Михайлович Козлов