Это одно из тех технологических применений, где теория существует уже давно, но технология не достигла зрелости настолько, насколько это было возможно. Идея достаточно проста, но для того, чтобы действительно это сделать, нужны исследования и разработки (НИОКР).
В последние несколько лет технология, наконец, приблизилась к концепции. Производители, такие как, ABB; Siemens; Бейкер Хьюз, компания GE; Schneider Electric; Корпорация FMC и некоторые другие разработали электрические устройства (трансформаторы, распределительные устройства, приводы с регулируемой скоростью и т. д.) для подводной электрической сети переменного тока.
Переезд на морское дно
Мотивация к исследованиям и разработкам исходит от нефтегазовой отрасли, поскольку она старается снизить производственные затраты. Перемещая оборудование (компрессоры, насосы, перерабатывающие заводы и т. д.) на морское дно, можно повысить эффективность производства, но для оборудования необходима электроэнергия. Таким образом, имеет смысл только перенести сеть переменного тока туда же. Перемещение производственного оборудования с платформ на морское дно имеет много преимуществ, помимо эффективности.
На морском дне нет экстремальных погодных явлений (циклонов, ураганов, тайфунов и т. д.). Также уменьшается загрязнение морской среды и упрощается вывод из эксплуатации. Это экологично, так как снижает углеродный след (снижаются выбросы энергии и CO2) на объекте за счет использования более чистого электричества с берега, а не с морского дизельного производства. Но это нелегко.
Подводная электрическая сеть имеет некоторые основные конструктивные параметры. Глубоководная установка нуждается в возможности установки на глубине около 3000 метров. Также необходимо иметь возможность находиться далеко от берега примерно в 600 км. Кроме того, сеть должна быть развернута в удаленных местах. Добавьте искусственный интеллект для управления большими данными, и автономный контроль. Это огромные требования, но не невозможные.
Партнерские отношения
ABB, Chevron, Equinor (ранее Statoil) и Total сформировали группу, известную как Объединенный промышленный проект (JIP). Согласно пресс-релизу, JIP работает примерно с 2013 года. Целью является разработка системы передачи и распределения электроэнергии мощностью 100 МВт (мегаватт) для подводных насосов и газовых компрессоров, работающих на морском дне, с использованием специально адаптированного оборудования.
АББ недавно объявила, что завершила 3000-часовую работу на глубине 20 футов (7 м) на глубоководных участках в подводной энергетической системе Финляндии. Система состояла из двух параллельных погружений с регулируемой скоростью, в сочетании с подводным распределительным устройством и управлением. После успешного завершения этого испытания АББ планирует приступить к фактической установке своей первой подводной электроэнергетической системы в 2020 году.
Siemens объявил о завершении первого этапа испытаний на мелководье в рамках проекта подводной электросети. Эта программа развития осуществлялась в сотрудничестве с партнерами Chevron, Equinor, ExxonMobil и Eni Norge. Тестирование проводилось в Тронхейме, Норвегия. В пресс-релизе Siemens говорится: «Система подводной электросети состоит из подводного трансформатора, подводного распределительного устройства, подводного привода с регулируемой скоростью (VSD), подводных соединителей с подводным контактом и высоконадежной системы дистанционного управления и мониторинга, которая включает информацию о пользователях и анализ данных».
В пресс-релизе Siemens говорилось: «Это первая в мире подводная электрическая сеть, предназначенная для распределения электроэнергии среднего напряжения с использованием технологии компенсации давления. Первоначальные результаты испытаний на мелководье были положительными, и все установки работали в рамках своих проектных параметров».
У Blueye Robotics есть короткое видео, показывающее довольно интересные подводные испытания оборудования.
Оффшорный Ветер
Нефтяные и газовые компании могут быть движущей силой, воплощающей подводные электрические сети с чертежных досок в реальность. Но они не единственные, кто интересуется этой технологией. Оффшорные ветряные электростанции имеют много общего с морскими газовыми и нефтяными месторождениями. Это много отдельных подключений к коллекторной системе ветропарков. Объекты дорогостоящи и требуют большой инфраструктуры, большая часть которой находится на морском дне. По данным Wind Europe, по состоянию на 2018 г. суммарная мощность ветров в Европе составляет 18 499 МВт. В отчете говорится: «Это соответствует 4543 ветряным турбинам, подключенным к сети, в 11 странах».
Это много индивидуальных подводных подключений к коллекторной системе ветропарков. Не вдаваясь в подробности, каждая турбина подключена к коллекторной системе среднего напряжения, где передается энергия, вырабатываемая турбинами. Для этого требуется множество платформ с распределительными устройствами, трансформаторами и большим количеством кабелей. Ветровые турбины могут быть соединены в радиальной или звездообразной конфигурации. Оттуда энергия перемещается в центральную точку и, наконец, из массива ветряных турбин через линию передачи в сухопутную электрическую сеть. Подобно нефтегазовым объектам, эти элементы энергосистемы лучше разместить на морском дне, без всех наземных платформ.
Газовые и нефтяные месторождения требуют электричества. Ветроэлектростанция нуждается в соединении для выработки электроэнергии. Оба эти средства полагаются на линии передачи для соединения. Передача может быть либо кабелями HVAC (переменного тока высокого напряжения), либо кабелями HVDC (постоянного тока высокого напряжения). Для систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха существует реальная проблема с более длинными кабелями, необходимыми для подключения этих удаленных полей. Это называется реактивной компенсацией.
Кабели HVAC нуждаются в реактивной компенсации в виде шунтирующих реакторов из-за емкостных зарядных токов. Шунтирующие реакторы необходимы на обоих концах для кабелей длиной от 100 км до 150 км в зависимости от типа кабеля.
Разговор с доктором Рам Адапой, техническим руководителем в секторе поставки и использования электроэнергии EPRI (Института электроэнергетики), по поводу HVDC и морских установок был очень интересным. Доктор Адапа сказал: «Расстояние безубыточности между HVAC и HVDC на расстоянии от 50 км до 100 км. Стоимость компенсации этой реактивной мощности и обеспечения надлежащей передачи активной мощности выше для HVAC, чем для HVDC за пределами безубыточного расстояния». Подумав об этом, кажется, что было бы выгодно подключить электрическую сеть морского дна переменного тока к системе HVDC для передачи электроэнергии на берег.
Соединения HVDC
Поскольку мы обсуждаем HVDC, для пояснения необходима небольшая справочная информация. Сегодня используются две технологии HVDC. Самая старая из них - это тиристорная технология, известная как линейный коммутатор (LCC). В 1954 году АББ ввела в эксплуатацию первую подводную линию электропередачи постоянного тока на базе LCC между материковой частью Швеции и островом Готланд. Затем в 1997 году была введена в эксплуатацию первая технология VSC (преобразователь источника напряжения) на основе IGBT (преобразователь источника напряжения) также на острове Готланд. С тех пор технология VSC HVDC оказалась наиболее востребованной для оффшорных приложений.
Адапа пояснила: «Существует множество оффшорных приложений VSC, таких как более компактные преобразовательные станции с меньшей фильтрацией, что особенно выгодно для оффшоров. Он также предлагает независимый контроль активной и реактивной мощности, а также возможность подключения слабых сетей переменного тока. Другим преимуществом является тот факт, что система VSC HVDC имеет меньшие потери в линии, чем HVAC, и отсутствует вероятность резонанса между оффшорным кабелем и береговой сетью. Кроме того, VSC предлагает работу с нулевой мощностью, в то время как LCC требует минимальной передачи энергии, чтобы оставаться на связи». Эта технология оказалась настолько положительной, что до сих пор она использовалась во всех морских соединениях HVDC.
HVDC силовая сеть
Как и для наземной электросети, для всей системы необходимы технологии переменного и постоянного тока. Подводная система электропитания на основе переменного тока устанавливается в экспериментальных проектах. Ожидается, что в последствие будет развернуто много проектов.
Это также поднимает вопрос о том, как далеко отстали подводные системы HVDC. Несколько лет назад ABB и GE объявили, что разработали гибридный автоматический выключатель HVDC. Это устройство является ключевой частью технологии, необходимой для интегрированной сети переменного и постоянного тока. Кусочки головоломки падают вместе.
Как только подводные электрические сети переменного тока будут созданы, технология HVDC будет применена и в этой области. Но предстоит еще много работы для будущей сети переменного тока. Есть так много новых строительных кирпичиков для завтрашней подводной сети. Задача состоит в том, чтобы связать их все вместе!