Последствия обрыва 110 кВ над подземным трубопроводом

На линии несколько отпаек, судя по документу , как я понял, 5 трансформаторов, а не 1 трансформатор, значит ток отключения завышен по отношению если- бы был только один, но это необходимость, не тянуть-же несколько линий вместо одной, это слишком дорого. Естественно, 1.8 секунды задержки срабатывания защиты, плюс повторное включение.
Защита должна была быть предусмотрена на трубопроводе, хотя предвидеть обрыв именно на этой опоре, тоже трудно. Сейчас отремонтируют и забудут.
На ЛЭП более повышенная защита практически кроме уменьшения 1.8 секунды вероятно не реальна, но я не в курсе, возможно-ли уменьшить эти 1.8- 1.9 секунды, и на сколько это будет эффективно.
Данных на защиту линии от перегрузки и на мощность подключённых трансформаторов не было, хотя при пяти трансформаторах нагрузки, это практически безполезно.

Сообщение отредактировал sasha4312 - 22.1.2024, 12:26

Да кто их там поймёт, что там за защиты. От ОЗЗ защита нулевой последовательности с кучей ступеней (у нас вроде пять) с разным временем.
Я не в курсе современных рукдоков РФ, но быстродействующие защиты должны применяться.

Я не в курсе Ваших ОЗЗ защит с кучей ступеней замыкания на землю, но на линиях 110 киловольт и выше, в отличии от 6- 10 киловольт (изолированная нейтраль), применяется система с заземлённой нейтралью источника, так что однофазное КЗ бывает по-максимуму.
Как Вы будете определять ступени срабатывания своей ОЗЗ, если номинальный ток одного трансформатора много меньше номинального тока пяти? Показуха?
А бывает больше пяти трансформаторов! И трансформаторы на разную мощность! Как?
А для одного трансформатора на линии обычно достаточно при перегрузке 120-180 процентов отключение не более пары секунд, и быстрое отключение при превышении 180 процентов номинального тока (приблизительно, для обычных у нас линий, не для всех конечно).

Сообщение отредактировал sasha4312 - 22.1.2024, 15:24

Уважаемыйsasha4312, а какие это параметры - максимальные КЗ в таких сетях?

Обычно - расчетный ток КЗ.
Как считать, ни разу для высоковольтных сетей не считал, не хочу писать того, что плохо знаю, может кто подскажет точнее.
Ваня Иванов, наверное точно знает. Обратитесь.
А если примерно, фазное напряжение делить на сумму сопротивлений фазной жилы, плюс сопротивление заземляющего устройства нейтрали питающего трансформатора, плюс его-же внутреннее сопротивление, и плюс сопротивление на землю в месте замыкания на землю (сопротивление дуги).
Если защита сработала как положено, значит ток КЗ был больше тока настройки защиты. Значит проектировщик правильно расчитал ток КЗ для данного случая.
Сразу-ли сработала защита, или через несколько минут, этого Вам никто не скажет.

Сообщение отредактировал sasha4312 - 22.1.2024, 15:59

Коллега из Лифляндии Roman D правильно подметил, что в отчёте об отключении ВЛ-110 кВ не просматриваются причины обрыва медного провода М-70 сечением 70 мм² в пролёте между опорами № 118-119. Повреждение газопровода – это уже следствие падения оборвавшегося провода данной ВЛ-110 кВ, который по закону подлости упал именно там, где был нанесён максимальный ущерб трубе газопровода. Возникает масса вопросов по данному инциденту, однако участвующие стороны решили не копать слишком глубоко и предпочли "замять" это дело по-тихому, хотя материальный ущерб был нанесён немалый...
Поэтому об истинных причинах обрыва этого провода мы можем только догадываться, но строить досужие домыслы – пустое занятие,
заочно мы так ничего не выясним, и вопрос, а надо ли это нашему ТС, который неоднократно напоминал, что:
Объективные данные для расчётов, которые нам известны на сегодняшний день:
Длительность КЗ (точнее ОЗЗ – Однофазного Замыкания на Землю): 1,85 с
Уставки 2 ступени ТНЗНП (Токовой Направленной Защиты Нулевой Последовательности): Iср = 1699 А; tср = 1,79999 с
Пролёт между опорами № 118-119 ВЛ-110 кВ
Провод марки: М-70
Всего по этой несчастной трубе было нанесено 3 (три) мощных удара высоким напряжением:
1-й удар длительностью 1,85 сек – при обрыве медного провода М-70;
2-й удар длительностью не менее 1,8 сек – при попытке АПВ (Автоматического Повторного Включения ВЛ-110 кВ);
3-й удар длительностью не менее 1,8 сек – при попытке РПВ (Ручного Повторного Включения отключившейся ВЛ-110 кВ);
Работа устройств РЗА оценивается как правильная (действительно, при неправильной работе РЗА ничего бы не отключилось и ущерб мог быть колоссальный, возможно даже с гибелью людей! – а это уже уголовное дело со всеми вытекающими: трупы надо любой ценой на кого-то "повесить")...

Итого, суммарное время воздействия на трубу газопровода поражающего фактора силой тока не менее 1700 А составило не менее: t = 1,85 + 1,8 +1,8 = 5,45 сек.
При этом выделилась значительная тепловая энергия, определяемая интегралом Джоуля. Методы расчёта электродинамического и термического действия тока короткого замыкания приведены в ГОСТ 30323-95 (ГОСТ Р 50254-92). Кроме этого существует более свежий ГОСТ Р МЭК 60949-2009 «Расчёт термически допустимых токов кз с учётом неадиабатического процесса».

В итоге вырисовывается следующая схема защиты магистрального газопровода в месте его пересечения с ВЛ-110 кВ, в которой реализовано 3 (три) метода защиты:
- Защита расстоянием путём заглубления газопровода на глубину не менее 3,0 метров;
- Защита путём применения внешней защитной конструкции в виде металлической решётки, расположенной на глубине 0,5...0,7 м и заземлённой в нескольких точках с помощью глубинных электродов, погружаемых ниже глубины водоносного слоя;
- Защита трубы газопровода путём её помещения в футляр в форме толстостенной трубы большего диаметра.



Дороговато? А сколько было вбухано средств на ликвидацию последствий повреждения газопровода и прочие накладные расходы? (Что-то часто в последнее время у нас газопроводы стали повреждаться сами собой...)

Административные выводы верны. Технарь во мне роняет скупую мужскую слезу, но повлиять на полноценный разбор ситуации я не могу вообще. Готов здесь, после решения первостепенных задач, подискутировать про внедрение в нормативку каких-либо пожеланий касательно пресечения подобных ситуаций - уж здесь моя компания имеет возможности и желания поучаствовать.
Теперь по технике. Выводы уважаемого Вани Иванова удивительно точны - пока не приложить документ с выводами одного из институтов.
Также буду признателен Вани Иванову, если мы сможем в частном порядке пообщаться детально.
UPD. прикрепляю ссылку на документ - расчет вероятности

Сообщение отредактировал belok5 - 22.1.2024, 21:35

На трубопроводы в месте пересечения с ЛЭП должны устанавливаться защитные футляры. Кроме того пересечение должно выполняться под определенным углом. Эти мероприятия выполнялись в вашей ситуации?

В месте события футляра не было. Выявить, что было раньше - яйцо или курица труба или ЛЭП, на текущий момент невозможно. Угол пересечения в пределах допустимого по нормативке.
Также буду признателен, если поделитесь ссылкой на документ и пункт, обязывающий применение футляра при пересечении ЛЭП и трубопровода в подземном исполнении.

Всё это хорошо, но прожиг довольно толстой трубы в нескольких местах за несколько секунд, да ещё с промежутками в несколько секунд, выглядит довольно странно! Думается, или защита сработала не сразу, или трубопровод был в этом месте ржавый, возможно даже обязанный своему состоянию многолетнему влиянию ЛЭП. Недосмотр газовой службы? Или труба взорвалась?
Сечение стенки трубы газового трубопровода, неужели не выдержало 2000А в течении 2 секунд? Сомневаюсь! Какая труба была, ни кто не спросил. А Вы как думаете?
А почему обрыв ЛЭП произошёл именно в этом месте, этого ни кто не скажет (не признается).
Как давно существует это пересечение, небыло-ли в этом месте ответвления ЛЭП и соответствует-ли сечение проводников ЛЭП максимальной нагрузке пяти, по документу, трансформаторов?
В данном случае, для меня, больше вопросов, чем ответов.
Возможно, виноваты и те и другие.

Сообщение отредактировал sasha4312 - 23.1.2024, 15:19

Извиняюсь, ввел в заблуждение возможно. Футляр предусматривается ,если такие мероприятия прописывает владелец ЛЭП в ТУ. Обязаловка на футляр только при переходе через автодороги. Иногда закладывают в ТУ установку плит поверх трубы, с целью подъезда техники к ВЛ.

Если брать действующую проектную нормативку, то футляры обязательны под А/Д и Ж/Д. Есть ещё варианты с водными переходами, но и там есть нюансы.
Второй момент - на момент строительства обеих трасс требований было мало, достаточно древние сети.



У нас тоже есть определенные вопросы к выводам различных комиссий, обследовавших место события. И ряд предположений о состоянии как ВЛ так и трубопровода
Выкладываю последние из имеющихся в наличии заключений - раз и два

Уважаемый belok5! Исследуя НД по вопросам проектирования магистральных газопроводов (далее МГ), "пробежался" по следующим достаточно серьёзным нормативным документам:
СНиП-2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;
СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов»;
СТО Газпром 2-3.5-051-2006 «Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов»;
ГОСТ Р 55989-2014 «Магистральные газопроводы. Нормы проектирования на давление свыше 10 МПа. Основные требования».
Однако, ни в одном из перечисленных выше документов вопрос защиты перехода подземных МГ под ВЛ высокого напряжения никак не проработан, от слова "абсолютно"! Все эти "рукамиводящие" документы хором ссылаются на требования действующих ПУЭ (которые в настоящее время и сами отменены), а разработчики ПУЭ-7 в свою очередь похоже считали, что "спасение утопающих – дело рук самих утопающих"...

Как мы уже имели возможность убедиться воочию, никаких особых требований по дополнительной защите подземных МГ, проходящих под ВЛ высокого напряжения, ни в ПУЭ-5, ни в ПУЭ-6, ни в ПУЭ-7 не было, нет и уже, похоже, не будет, поскольку работы над ПУЭ-8 отложены на неопределённый срок из-за отсутствия финансирования, да и статус Правил слишком низок по сравнению со статусом Технических Регламентов.

Чтобы основательно проработать вопрос надёжной защиты пересечений наземных и подземных МГ с ВЛ высокого и сверхвысокого напряжения на уровне разработки типового проекта, а также внести соответствующие изменения в действующие нормативные документы, потребуются научно-технические исследования в объёмах и масштабах, которые могут легко потянуть на докторскую диссертацию...

О национальных особенностях проектирования МГ можно кое-что узнать здесь (перейти по ссылке).

Нормы проектирования углеродного монополиста мне знакомы, все лекала профильного проектного института давно изучены В Газпроммаше я по своей тематике бываю до четырёх раз в год: как ни крути, Саратов - газовая столица России, первый МГ СССР - Саратов -Москва.
Я также прекрасно понимаю, что наскоком эту проблему не решить, тут минимум профильный ВНИИГАЗ должен отработать, и не за неделю явно.
Но задачи у меня свои, мне необходимо к совещанию подготовить:
1. Картину воздействия тока КЗ при падении провода ЛЭП на защитное сооружение трубопровода (расчеты)
2. Картину растекания токов КЗ (распределение потенциалов) в защитном сооружении и грунте (расчеты)
3. Картину растекания тока молнии и распределение потенциалов при молниевых разрядах (расчеты)
4. Конструктивное исполнение (с учетом данных полученных по п.1,2,3) защитного сооружения с указанием геометрических размеров, сечения и материала проводников,
точек крепления выводов элементов, крепления, соединения с контуром заземления, спецификацию узлов в двух исполнениях:
- Полноценное техническое решение для объектов капитального строительства
- Бюджетное решение для объектов, находящихся в эксплуатации
5. Выполненные расчеты, графические материалы (чертежи, эскизы), описательная часть должны быть в объеме достаточном для включения
в альбом типовых проектных решений по результатам проведения совещания
6. Исполнение защитного сооружения должны учитывать вариативность, связанную с размерами трубопровода, напряжением ЛЭП, параметрами ожидаемого воздействия

Собственно, это программа максимум, сейчас хочу хоть с имеющимся событием разобраться. Прошу подсказать, в программах типа ОРУ-Проект можно попробовать сделать подобные расчёты?

К видимым выше выводам пришли пока что металлюги и металлографы, ибо засланные с одной стороны для наведения информационного туману. Нет диаметра и сечения трубопровода. Нет параметров "катодной защиты".
С другой стороны:
Электрики со своими выводами ОЧЕНЬ запаздывают. Нет !!! расчётных токов КЗ на землю: да от этого б та труба сгорела?

и на солидную финансовую

Энергетики и не дадут, этот монополист ничего давать не хочет больше. По трубе не писал, т.к., на мой взгляд, существенного влияния на событие она и её оснастка не оказала- диаметр полметра, железо двух ближайших катодок не пострадало, ограничилось все программными сбоями (обе импульсные). Есть мнение что трубопровод слишком долго лежал в земле и мог иметь локальные утоньшения стенок


Писал уже - обсуждаемо

О как! Медяха 70 квадрат упала (на землю, да, а не прямо на заземлённую наглухо на трансформатор трубу!) - а труба диаметром в полметра на глубине в один метр под землёй сгорела. В нескольких местах за 1,9 сек.
Das is fantastisch!

Сообщение отредактировал Roman D - 23.1.2024, 21:14

Ну, вроде как не все так просто. Медяха не просто упала, а коснулась мокрой земли, пробила немного земли на трубу и лишь затем торжественно опополамилась от воздействия высоких температур. Потом АПВ поддержала дугу - дорожка -то уже проторена пробита.
И тут возвращаемся к началу темы - имеем среду с высокой влажностью (т.е. напряжение пробоя примерно 1 кВ на сантиметр - дуга в метр десять) и идеальный в данных условиях протяженный заземлитель.
Это моя мысль такая.

Сеть 110 кВ, не с глухо заземленной нейтралью на каждой ПС, может как раз в этот раз и не соответствовал режиму. Подкину еще вопросов. Почему не отработала 1 ступень ТНЗНП, там уставка 0.5 и меньше. 118 опора это порядка 20-30 км от ПС с выключателем. Не так и далеко. АПВ, РПВ обычно отрабатывает с ускорением на защиты, а значит плюсовать время 1,8 не совсем корректно.
Интересно, осциллограммы у электриков есть?
Провод оборвался сам? от старости?, а труба прожглась из за подгнившей стенки? Если все примерно так и есть, понятно почему все замяли.