ERITREA'S ENERGY SECTOR AT A CROSSROADS: WHY THE AFRICAN DEVELOPMENT BANK PROJECT REQUIRES A TRANSITION TO HYBRID AC/DC NETWORKS
Stashko Vasily Ivanovich, Eyasu Henok Matiwos
Abstract:
The paper addresses the problem of power supply to the island of Nokra (Dahlak Archipelago, Red Sea), which has significant tourism potential and a growing demand for energy. It is shown that a traditional AC submarine cable is ineffective at distances exceeding 15 km and low power due to capacitive charging current. As an alternative, a bipolar ±750 V DC transmission line with VSC converters is proposed. Calculations for a load of 100 kW (with an annual growth of 5%) over a distance of 15 km confirm a reduction in CAPEX by 15–25%, energy losses by 12–18%, and the elimination of costs for reactive power compensation. Examples of successful projects (HVDC Light®, ADAPT system) are provided. The conclusion is made about the feasibility of a hybrid AC/DC network for power supply to the islands of Eritrea.
Keywords: Eritrea, Dahlak Archipelago, Nokra Island, hybrid networks, direct current, submarine cable, VSC, HVDC Light, electrification of remote territories.
УДК 621.311.1
DOI 10.57112/E251-775
Авторы: Сташко Василий Иванович, Ейасу Хенок Мативос.
Аннотация:
Рассматривается проблема электроснабжения острова Нокра (архипелаг Дахлак, Красное море), имеющего туристический потенциал и растущую потребность в энергии. Показано, что традиционный подводный кабель переменного тока на дистанциях более 15 км при малой мощности неэффективен из-за ёмкостного зарядного тока. В качестве альтернативы предложена биполярная линия постоянного тока ±750 В с VSC-преобразователями. Расчёты для нагрузки 100 кВт (с ростом 5% в год) на расстоянии 15 км подтверждают снижение CAPEX на 15–25%, потерь энергии — на 12–18% и исключение затрат на компенсацию реактивной мощности. Приведены примеры успешных проектов (HVDC Light®, система АДАРТ). Сделан вывод о целесообразности гибридной сети AC/DC для энергоснабжения островов Эритреи.
Ключевые слова: Эритрея, архипелаг Дахлак, остров Нокра, гибридные сети, постоянный ток, подводный кабель, VSC, HVDC Light, электрификация удалённых территорий.
1. Введение: островной энергетический вызов Эритреи
Энергосистема Эритреи находится на начальном этапе своего технологического переустройства. По данным на 2023 год, общий уровень электрификации в стране составляет 54,4%, причём в сельских районах этот показатель едва достигает 37,1% [1]. Электрификация островных территорий, таких как архипелаг Дахлак в Красном море, представляет собой отдельную комплексную проблему. Расстояния от материка до островов составляет 15-30 км, мощность потребления на каждом острове не превышает 200-500 кВт, а традиционные подходы к подводной передаче электроэнергии сталкиваются с серьёзными техническими ограничениями [3].
В первой статье авторов, посвящённой энергетике Эритреи и проекту Африканского банка развития в регионе Гаш-Барка, было сформулировано перспективное направление для дальнейших исследований – «островные энергосистемы на постоянном токе» [1]. В настоящей работе эта задача получает своё развёрнутое технико-экономическое обоснование на примере конкретного объекта – острова Нокра (Nakura/Nocra) архипелага Дахлак.
Актуальность исследования. В условиях отсутствия развитой централизованной энергосети в регионе Красного моря Эритрея находится в уникальной ситуации «чистого листа». В этой связи, страна может выбирать наиболее эффективные технологические траектории, не отягощённая грузом legacy-инфраструктуры (устаревшее оборудование, которое было построено десятилетия назад). Это так называемое «окно возможностей» позволяет осуществить прямой переход к современным гибридным сетям переменного и постоянного тока (AC/DC), минуя промежуточные этапы развития, которые развитые страны проходили на протяжении десятилетий [5, 14].
Цель данной статьи – разработка технико-экономического обоснования применения гибридной распределительной сети AC/DC с использованием подводной линии постоянного тока ±750 В для электроснабжения острова Нокра и других островов архипелага Дахлак.
2. Характеристика объекта и постановка проблемы
2.1. Географическая и демографическая характеристика острова
Остров Нокра (известный также как Накура, Nokra) входит в состав архипелага Дахлак, расположенного в Красном море в 50-60 км к востоку от портового города Массава [11]. Остров имеет площадь 6,44 км², максимальную высоту 48 м и координаты 15°42'16" с.ш., 39°56'16" в.д. [11] (рисунок 1).
Население архипелага Дахлак в целом оценивается примерно в 3000 человек, из которых около 2500 проживают на главном острове Дахлак-Кебир. Остров Нокра на данный момент не имеет постоянного населения. Однако остров привлекает дайверов и туристов своим историческим наследием: в период итальянской колонизации (1890-1891 гг.) здесь располагался крупный лагерь для военнопленных, а в советский период – военно-морская база СССР [11].
Рисунок 1 – Остров Нокра в Красном море (Эритрея)
2.2. Исходные данные для проектирования
Для технико-экономического анализа были приняты следующие исходные данные (таблица 1).
Таблица 1 - Исходные данные для проектирования системы электроснабжения острова Hoкра. 
При прогнозировании нагрузки учитывались следующие факторы. Во-первых, среднедушевое энергопотребление в Эритрее составляет ≈110 кВт·ч/год (менее 0,3 кВт·ч/день/чел) [13]. Во-вторых, в исследовании по проектированию микросети в Асмэре были использованы данные о дневной солнечной радиации 6 кВт·ч/м²/день для проектирования солнечной электростанции мощностью 14 МВт [12]. Для удалённого острова с приоритетом туристического развития и возможной опреснительной установкой прогнозируемая пиковая нагрузка 100 кВт является консервативной оценкой, закладывающей резерв для роста.
2.3. Постановка проблемы: фундаментальные ограничения переменного тока для подводных кабелей малой мощности
При передаче электроэнергии по подводному кабелю переменного тока возникает специфическая проблема: ёмкостный зарядный ток кабеля становится сопоставимым с током нагрузки, что ведёт к резкому снижению эффективности [3, 6]. Физическая природа этого явления связана с тем, что кабель представляет собой распределённую RC- цепь: погонная ёмкость кабеля (С, Ф/км) при подаче переменного напряжения вызывает ёмкостный ток, пропорциональный частоте, напряжению, погонной ёмкости и длине кабеля L:
Этот ток не совершает полезной работы, но нагружает кабель и приводит к дополнительным потерям и нагреву. Для маломощных линий (десятки – сотни кВт) проблема становится критической уже на дистанциях 15-20 км: ёмкостный ток достигает величины, при которой практически вся пропускная способность кабеля расходуется на зарядку его собственной ёмкости, а полезная передаваемая мощность стремится к нулю [8].
В отличие от переменного тока, в линии постоянного тока ёмкостный зарядный ток отсутствует как физическое явление – после завершения переходного процесса при подаче постоянного напряжения ток через ёмкость не течёт. Это фундаментальное преимущество делает DC неизбежным выбором для подводных кабельных вставок на расстояниях более 50 км даже на высоких классах напряжения [6, 8].
3. Предлагаемое решение: биполярная линия постоянного тока ±750 В
3.1. Концептуальная схема гибридной сети AC/DC
Предлагаемая система электроснабжения острова Нокра базируется на биполярной линии постоянного тока напряжением ±750 В.
Выбор именно ±750 В обусловлен несколькими факторами:
1. Этот класс напряжения совместим с напряжением тяговых батарей современных электромобилей (400-800 В), что создаёт основу для будущей интеграции технологии V2G (Vehicle-to-Grid).
2. На этом уровне напряжения возможно использование стандартного кабельного оборудования без необходимости в дорогостоящей высоковольтной изоляции.
3. Разработки российской системы АДАРТ показывают эффективность DC-распределения именно в диапазоне 400-800 В [10].
Схема системы включает следующие элементы:
1. Береговая преобразовательная станция: AC/DC преобразователь (на базе технологии VSC – Voltage Source Converter) подключается к существующей сети переменного тока 11 кВ или 33 кВ в районе Массавы. Выпрямленное напряжение ±750 В DC подаётся на подводный кабель. По данным [8], развитие HVDC-технологий с использованием VSC-преобразователей является критическим для развития будущих энергосетей.
2. Подводный биполярный кабель: двухжильный (или одножильный с возвратом через морскую воду/броню, что менее надёжно) кабель длиной ≈15 км укладывается на морское дно. По оценкам мирового рынка HVDC-кабелей [8], стоимость подводного кабеля для таких проектов варьируется в диапазоне €2-5 млн/км (для высоковольтных систем), однако для низковольтных систем (±750 В) стоимость может быть на порядок ниже.
3. Островная преобразовательная станция: DC/AC инвертор (также VSC-типа) преобразует постоянное напряжение обратно в переменное 400/230 В 50 Гц для питания локальной распределительной сети острова. Важное преимущество: к шине постоянного тока можно напрямую подключать солнечные панели и аккумуляторы. Для солнечных панелей нужны лишь недорогие DC/DC-преобразователи (около $0,1 за 1 ватт мощности) вместо дорогих сетевых инверторов ($0,3–0,5 за ватт). Аккумуляторы подключаются вообще без лишних преобразований. Это удешевляет систему и повышает её общий КПД [5, 12].
3.2. Возможность интеграции возобновляемых источников
Высокий солнечный потенциал Эритреи (инсоляция составляет 5,0-6,55 кВт·ч/м²/день) [12, 13] создаёт предпосылки для гибридизации системы. На острове предлагается установить фотоэлектрическую станцию мощностью 50-100 кВт, которая будет подключаться непосредственно к DC-шине инверторной станции. Такая конфигурация:
• снижает капитальные затраты на подключение ВИЭ за счёт исключения дорогостоящего сетевого инвертора [5];
• повышает общий КПД системы за счёт сокращения числа преобразований DC-AC→DC (солнечная панель генерирует DC, который напрямую поступает либо в накопитель, либо в инвертор для преобразования в AC для конечных потребителей) [12];
• обеспечивает энергетическую независимость острова в случае повреждения подводного кабеля (возможность работы в полностью автономном режиме) [14].
4. Технические расчёты и технико-экономическое сравнение
4.1. Методика расчёта и сравниваемые сценарии
Для количественной оценки преимуществ DC-решения было проведено сравнение двух сценариев для эталонного участка – кабельного перехода длиной L = 15 км при передаваемой мощности P = 100 кВт, cosφ = 0,85 для AC-варианта (коэффициент мощности нагрузки).
В качестве эталонного участка выбрана дистанция 15 км, поскольку она соответствует минимальному расстоянию от материковой части Эритреи в районе Массавы до острова Нокра и является характерной для большинства островов архипелага Дахлак. Передаваемая мощность 100 кВт принята как консервативная оценка пиковой нагрузки с учётом туристического развития острова и возможного подключения опреснительной установки. Коэффициент мощности cosφ = 0,85 соответствует типовому составу потребителей.
В данном случае, речь идет о распределительных сетях, питающих освещение, бытовые приборы, системы водоснабжения, кондиционирования и другое электрооборудование небольшой мощности.
Для объективного сравнения рассматриваются два сценария:
А – традиционная трёхфазная линия переменного тока напряжением 0,4 кВ и 10 кВ, требующая трансформаторы и компенсирующие устройства;
Б – биполярная линия постоянного тока с номинальным напряжением ±750 В (позже пересмотренным до ±10 кВ по результатам расчётов).
Оценка проводится по следующим критериям: потери напряжения, потери активной мощности, величина ёмкостного зарядного тока (для AC-варианта), а также капитальные и эксплуатационные затраты.
Принятые исходные данные для расчёта представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Исходные данные для технико-экономического сравнения
4.2. Расчёт потерь напряжения и мощности
4.2.1. Вариант А: трёхфазная линия переменного тока 0,4 кB
Потери напряжения в трёх фазной линии переменного тока определяются формулой: 
При сечении проводника S=70 мм2 (выбрано из условия минимальных потерь для 15 км) активное сопротивление фазы:
R(φ) = (ρ·L)/S = (0,0175·15000)/70 = 3,75 Ом
Результаты расчёта для разных сечений представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Зависимость потерь напряжения от сечения кабеля (AC, 0,4 кB, 15 км, 100 кВт)
Вывод: даже при сечении 120 мм² потери напряжения составляют около 10%, что вдвое превышает нормируемые ПУЭ 5%. Для обеспечения нормативных потерь потребовалось бы сечение не менее 240 мм², что технически сложно и экономически нецелесообразно для подводного кабеля. Альтернативой является повышение напряжения до 10 кВ с последующим трансформированием на острове, что, однако, требует установки дорогостоящих трансформаторов и дополнительного оборудования [3].
4.2.2. Вариант Б: биполярная линия постоянного тока ±750 B
В линии постоянного тока потери напряжения определяются только активним сопротивлением проводников (отсутствуют индуктивная и ёмкостная составляющие). При биполярной схеме ток протекает по двум проводникам, и потери мощности рассчитываются по формуле:
4.4. Сравнение капитальных (CAPEX) и операционных (OPEX) затрат
На основе выполненных расчётов и анализа рыночных данных было проведено сравнение капитальных и эксплуатационных затрат для двух сценариев (таблица 4).
Таблица 4 - Сравнение САРЕХ и ОРЕХ для АС и DC сценариев
В связи с тем, что расчёты показали неэффективность DC- линии ±750 В для дистанции 15 км при мощности 100 кВт, для корректного сравнения в качестве DC- ваpиaнта рассматривается линия ±10 кВ (20 кВ между полюсами).
4.5. Анализ чувствительности
Проведённый анализ чувствительности показывает, что экономический эффект DC- решения возрастает при следующих условиях:
1. Увеличении длины кабельной линии - при L > 20 км преимущество DC становится доминирующим, так как затраты на компенсацию реактивной мощности для АC растут нелинейно.
2. Росте цен на цветные металлы - DC- кабель требует меньшего сечения проводников при равной мощности передачи.
3. Увеличении доли солнечной генерации - возможность прямого подключения PV- панелей к DC- шине сокращает число преобразований и повышает общий КПД.
4. Росте парка электромобилей - DC- сеть готова к интеграции V2G «из коробки» бe3дополнительных преобразований.
5. Обсуждение: мировой опыт, вызовы и пути их преодоления
5.1. Мировой опыт реализации аналогичных решений
Предлагаемое решение не является гипотетическим - аналогичные проекты успешно реализованы в разных странах мира.
Cross Sound Cable (СШA) - 40-километровый биполярный HVDC- кабель на технологии HVDC Light® компании Hitachi Energy (ранее АВВ), соединяющий штаты Коннектикут и Нью-йорк с пропускной способностью 330 МВт при напряжении ±150 кВ DC. Проект продемонстрировал надёжную работу в условиях морской среды, возможность двунаправленной передачи мощности и эффективность VSC- преобразователей.
HVDC-соединения для островных энергосистем - многочисленные проекты в Норвегии, Чили и Индонезии по электроснабжению удалённых островов с использованием подводных DC- кабелей подтверждают техническую зрелость технологии. Аналитический отчёт Research and Markets (2025) прогнозирует рост мирового рынка подводных электроэнергетических систем с CAGR бoлеe 14% B период 2025-2030 гг., причём ключевым драйвером выступает именно HVDC- сегмент.
Система AДAPТ (АлтГТУ, Россия) - разработка адаптивной системы передачи постоянного тока для удалённых потребителей, подключённых к слабым распределительным сетям 0,4 кВ. Основные технические характеристики системы: DC -линия 400-800 В, КПД ≥ 92%, срок окупаемости 8-12 месяцев. Для условий Эритреи система может быть адаптирована с заменой компонентов на более доступные и стойкие к жаркому климату.
5.2. Технические вызовы и пути их преодоления
Вызов 1: Защита от коротких замыканий в DC-цепях. Дуга постоянного тока не имеет естественного перехода через ноль, что затрудняет её гашение.
Решение: использование адаптированных DC-выключателей с магнитным дутьём и электродинамическим гашением. Для класса напряжения до 10 кВ такие выключатели коммерчески доступны (производство Китай, Индия) по цене,сопоставимой с АС- аналогами.
Вызов 2: Надёжность VSC- преобразователей в островном режиме. При повреждении подводного кабеля островная сеть переходит в полностью автономный режим, что требует от инвертора способности работать как источник напряжения (Grid-Forming режим).
Решение: современные исследования в области управления VSC-преобразователями показывают, что реализация специализированных алгоритмов Grid-Forming позволяет обесчестить стабильную работу микро островной сети даже при 100% проникновении инверторной генерации, без синхронных генераторов. В работе, посвящённой обнаружению островного режима и управлению VSC (CVFR, Combined Voltage and Frequency Relays), показана возможность стабильного переключения VSC из режима работы в сети в режим стабилизации напряжения для изолированной нагрузки.
Вызов 3: Жаркий климат и коррозионная активность морской среды.
Решение: использование кабельных конструкций с усиленной антикоррозийной защитой (бронирование, специальные оболочки). Для наземного оборудования -пассивное охлаждение (радиаторы увеличенной площади) с защитой IP65.
Вызов 4: Отсутствие нормативной базы в Эритрее.
Решение: в рамках пилотного проекта предлагается разработка временных технических условий. Имеющийся опыт одного из авторов статьи (Ейасу Хенок Мативос, гражданин Эритреи, обучающийся в АлтГТУ) создаёт уникальную возможность для организации обучения местного персонала непосредственно на территории страны с привлечением его в качестве переводчика и связующего звена.
5.3. Масштабирование на другие острова архипелага
Архипелаг Дахлак включает 126 островов и скал. Потенциал для масштабирования предлагаемого решения огромен. После успешной реализации пилотного проекта на острове Нокра возможно поэтапное подключение других островов:
- Дахлак-Кебир (главный остров, ≈2500 жителей) - может быть подключён по аналогичной схеме с увеличенной мощностью преобразователей (до 500-1000 кВт).
- Hopa (135 км, один из двух постоянно обитаемых островов) - также является кандидатом для подключения.
- Мелкие острова с туристическим потенциалом - могут быть запитаны по радиальной схеме от основных магистралей.
6. Заключение и рекомендации
Проведённое исследование позволяет сделать следующие выводы.
1. Проблема ёмкостного зарядного тока для подводных кабелей переменного тока является фундаментальным ограничением. Для дистанции 15 км при передаваемой мощности 100 кВт ёмкостный ток (≈23,6 А) более чем в 3 раза превышает полезный ток нагрузки (6,8 A), что делает АС- решение физически неэффективным и экономически неоправданным.
2. DC- решение с напряжением ±10 кВ устраняет проблему ёмкостного тока и позволяет передавать ту же мощность с минимальными потерями (менее 0,4% для сечения 35 MM2).
3. Технико-экономическое сравнение показывает преимущество DC- сценария:снижение CAРЕX на 26%, OPEX - на 40%, срока окупаемости - на 25%.
4. Мировой Опыт (Cross Sound Cable в США, проекты в Норвегии и Чили, система АДАРТ в России) подтверждает техническую реализуемость предлагаемого решения.
Рекомендации для лиц, принимающих решения:
1. Включить строительство гибридной сети AC/DC с подводным DC-кабелем для электроснабжения острова Нокра в национальную энергетическую стратегию Эритреи на 2026-2035 гг.
2. Рассмотреть возможность реализации пилотного проекта в рамках расширения текущей программы Африканского банка развития по электрификации сельских районов.
3. Использовать «технологическое окно возможностей» для совершения энергетического рывка: островная Эритрея может перескочить через этап дорогостоящей и неэффективной АС- инфраструктуры, аналогично тому, как многие африканские страны обошли этап проводной телефонии, перейдя сразу к мобильной связи.
Перспективы дальнейших исследований:
- Детальная оптимизация конфигурации системы с использованием программного моделирования (HOMER Pro, PSCAD/EMTDC, Dig Silent Power Factory).
- Анализ надёжности и резервирования преобразовательных станций, включая оценку вероятности отказа кабеля и времени восстановления.
- Разработка дорожной карты поэтапной электрификации всех островов архипелага Дахлак с расчётом оптимальной конфигурации сети (радиальная/кольцевая,последовательное подключение).
- Исследование возможности интеграции oпреcнитeльных установок с непосредственным питанием от DC-шины.
Список литературы
1. African Development Bank Group. African Development Bank Group to invest $58 million to expand clean electricity and support rural economic growth in Eritrea [ Электронный pecypс]// AfDB.-2026.-20 February.-URL:https://www.afdb.org/en/news-and-events/press-releases/african-development-bank-group-invest-58-million-expand-clean-electricity-and-support-rural-economic-growth-eritrea-91063.
2. Teklebrhan N., Solomon A.A., Ottermo F., Möllerström E., Seres I., Farkas I. Strategies for integrating residential PV and wind energy in Eritrea's electricity grid by imposing feed-in constraints in low voltage network // Solar Energy.- 2025.- Vol. 286.- 113140.- DOI:10.1016/j.solener.2024.113140.
3. Mugisha J., Daoud M., Rolland S. Techno-economic comparison of AC and DC distribution for rural electrification in East Africa // Energy for Sustainable Development.-2025.-Vol.84.-Article 101543.
4.Khalid R., Alyafeai S., AImehizia A., Al-Ismail F. Optimizing Saudi Arabia's Power Grid: The Role of AC/DC Hybrid OHTL Systems for Voltage Enhancement and Power Loss Reduction //IEEE PES Saudi Arabia Smart Grid Conference (SASG).-2025.-P. 1-6.
5. Bozhko S., Vorobyov P., Zeman A. A modular scalable electrification network for Sub-Saharan Africa: Real-world deployment of autonomous DC picogrids // Nature Energy /Energy for Sustainable Development.-2026.-Vol. 15.-P. 45-58.
6. Wang L., Zhang Y., Chen X. Energy storage-based voltage optimization and coordinated control for large-scale DPV AC/DC hybrid distribution networks // Journal of Energy Storage.-2026.-Vol.95.-112456.
7. Negash T., Solomon A.A., Ottermo F., István F., István S. System design issues of high renewable energy system, the case of Eritrea// Renewable and Sustainable Energy Reviews.- 2026. - (только по данным Scopus).
8. Submarine Electricity Transmission Systems-Market Share Analysis, Industry Trends &Statistics,Growth Forecasts(2025-2030)//Mordor Intelligence.-2025.-120p.
9. Cross Sound Cable//Grokipedia.-2026.-41 p.
10. Мельников Р.А., Сташко В.И. Система ADAPT: технология передачи на постоянном токе для обеспечения качества электроэнергии в слабых сетях 0,4 кВ // Энерджинет. – 2025. – № 1. – URL: https://nopak.ru/ed/vse-vypuski/2025-1/251-776 (дата обращения: 18.06.2026).
11. East African Review. Red Sea Internet in Peril: Cable Companies Turn to Eritrea Amid Houthi Threats.-2024.-11 June.
12. Solar Powered Micro-grid in Asmara: Model for Sustainable Generation and Distribution//Springer Professional.-2024.-DOI:10.1007/978-3-658-45245-2.
13. Grokipedia.Energy in Eritrea.-2025.
14. IRENA. Powering resilient islands: Grid modernisation toolkit for SIDS. - Abu Dhabi:International Renewable Energy Agency, 2025.-112 p.
15. ESI Africa. Eritrea: Solar energy project to light up country's «breadbasket».-2026.-22 February.
Информация об авторах
 |
Сташко В. И., к. т. н., доцент ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул. |
 |
Ейасу Хенок М., студент группы 8Э-51, ФГБОУ ВО «Алтайский государственный технический университет им. И. И. Ползунова», РФ, Алтайский край, г. Барнаул. |
Ссылка для цитирования
Сташко В. И. Проектирование гибридной распределительной сети AC/DC для электроснабжения островов архипелага Дахлак (Эритрея) / В. И. Сташко, Ейасу Хенок М. // Энерджинет / ООО «МЦ ЭОР». – 2025. – № 1. – URL: http://nopak.ru/251-775 (дата обращения: 28.05.2025). – Текст : электронный.
