Последствия обрыва 110 кВ над подземным трубопроводом Опции

[belok5]

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.

В заключении (есть ранее в ссылочных документах) пишут, что было усталостное разрушение крепления изолятора. Ну а про трубу есть лишь догадки (касательно утоньшения стенок), но опыт показывает, что это второй фактор.
Ну и бонусом - грозовой фронт в это время.
Дополнительный вопрос, возникший в процессе проработки задач - есть ли вероятность отсутствия грозотроса на линии?

[sasha4312]

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.

На каждой ПС глухозаземлять и не требуется. Глухозаземляют обязательно трансформатор источника 110 киловольт и выше, чтобы съэкономить на изоляции при возможных перекосах напряжения в аварийных ситуациях, на изолированной нейтрали перекосы напряжения много больше, ну и при необходимости заземляют нейтраль некоторых потребителей(стоимость изоляции без глухозаземленной источника, возрастает в несколько раз).
25 километров полноценной меди 70 мм квадрат, это, если не ошибаюсь, 6 ом. Плюс 0.5 положенных ома заземлителя нейтрали трансформатора источника, плюс сопротивление дуги в месте замыкания на землю, плюс внутреннее сопротивление трансформатора источника, два последних номинала нам не известны.
Осцилограммы у электриков, от куда?
Они исходят из защит у них установленных. От сюда и время срабатывания защиты 1.8 секунды.
А если ток замыкания не сразу превысил уставку по току срабатывания, а наростал постепенно? Дуга разгоралась и горела сколько? Этого ни кто не скажет, и даже не потому что скрывает, а просто не знает.
А вот от чего оборвался провод и состояние трубопровода, слава Богу что договорились.

Что такое тнзнп и 0.5 меньше чего, я не в курсе. Если хотите, что-бы Вас понимали все, а не только посвящённые, расшифровывайте ваши тнзнп.

Сообщение отредактировал sasha4312 - 24.1.2024, 11:25

[Сергей ДД]

Дополнительный вопрос, возникший в процессе проработки задач - есть ли вероятность отсутствия грозотроса на линии?

Да, можно и не вешать, но должно быть обоснование. Я про такие варианты не слышал, везде висит.

Осцилограммы у электриков, от куда?

С установленных защит и т.п. Они могут быть, а могут и не быть. По ним видно развитие замыкания на "землю". Очень наглядно.

Что такое тнзнп и 0.5 меньше чего, я не в курсе. Если хотите, что-бы Вас понимали все, а не только посвящённые, расшифровывайте ваши тнзнп.

ТНЗНП(токовая направленная защита нулевой последовательности), это защита от замыкания на землю, там несколько ступеней, с 1 и дальше, время по нарастающей, ток отключения по убыванию у вас 2 отработала. Это может быть нормой, а может первая не отработала. У первой уставка по времени меньше, чем у второй. Просто на расстоянии в 25-30 км, обычно первая ступень отрабатывает.

[Ваня Иванов]

На каждой ПС глухозаземлять и не требуется. Глухозаземляют обязательно трансформатор источника 110 киловольт и выше, чтобы съэкономить на изоляции при возможных перекосах напряжения в аварийных ситуациях, на изолированной нейтрали перекосы напряжения много больше, ну и при необходимости заземляют нейтраль некоторых потребителей (стоимость изоляции без глухозаземленной источника, возрастает в несколько раз)...

Уважаемый sasha4312! Не несите пургу, иначе полуграмотные читатели могут подумать, что так оно и есть на самом деле! Для начала разберитесь, что такое сети с глухозаземлённой нейтралью и что такое сети с эффективно заземлённой нейтралью и чем они отличаются друг от друга.

...Что такое тнзнп и 0.5 меньше чего, я не в курсе. Если хотите, что-бы Вас понимали все, а не только посвящённые, расшифровывайте ваши тнзнп.

Зачем тогда Вы влезли в "Вопросы профессионалов", если не понимаете элементарных вещей? Что такое ТНЗНП я расшифровал для всех ещё в сообщении #26, однако Вы, похоже, читаете комментарии по диагонали, поэтому и не заметили данной расшифровки.

[sasha4312]

Уважаемый sasha4312! Не несите пургу, иначе полуграмотные читатели могут подумать, что так оно и есть на самом деле! Для начала разберитесь, что такое сети с глухозаземлённой нейтралью и что такое сети с эффективно заземлённой нейтралью и чем они отличаются друг от друга.

Зачем тогда Вы влезли в "Вопросы профессионалов", если не понимаете элементарных вещей? Что такое ТНЗНП я расшифровал для всех ещё в сообщении #26, однако Вы, похоже, читаете комментарии по диагонали, поэтому и не заметили данной расшифровки.

Смотрел в интернете, сети с эффективно-заземлённой нейтралью отличаются от глухозаземленной тем, что во время ремонта, у такого трансформатора, источника, нейтраль можно с помощью разъединителя отключить, и не у всех приёмников (ТП) нейтрали заземляется. И все источники110 кВ и выше работают с заземлённой нейтралью! Изоляторы меньше стоят, с изолированной при авариях перенапряжения выше. Это в интернете, это не я придумал. Так что здесь, Вы промахнулись!!!
Влез в вопросы, которых не понимаю, чтобы понять. А зачем тогда форум существует? Девяносто процентов своих знаний по электрике, может больше, я подчерпнул именно на форумах. Практику получал на производстве. По образованию я инженер- системотехник 1982 года выпуска. Тогда первые персональные компьютеры были ещё только в проекте. С 79 года ремонтировал ЕС1022, ЕС 1033, ЕС1045, с кучей переферии. И советские персоналки 1840.
Ремонтировать персоналки это мелочь, и пентиумы в том числе, слишком просто и не интересно, меняй платы, да и все, школьники справлялись, а о 1840, наверное и не слышали?
Языки -паскаль, фортран, ассемблер, базы данных, мог новый сайт с нуля создать. Больше цифровик, чем аналог, хотя первый детекторный приемник где-то в 71 году собирал. Тогда только-только первые транзисторы появились П13 , П14 , П401, П403, может чуть раньше, других не было, зато были лампы.
Жизнь заставила в электромонтеры пойти, семью кормить надо было.
Приятно было с Вами познакомиться!
А Вы от куда такой умный? Родились таким? МГУ закончили в двухтысячных, в Московской Государственной Библиотеке книжным червём подрабатывали? Уж больно много заете, или интернетом умело пользуетесь, или преподаете?
Родились в семье вундеркиндов? Учиться не было необходимости. Я так и понял!
Извините, я попроще жил! Куда мне с моим рылом? Я -электромонтёр!
Форума - моя школа электромонтёра!
Ну да, мог что-то и пропустить.
Извините, если обидел!
Дать глупый ответ, как кто-то здесь писал, лучший способ получить умный ответ. Иногда кучу ругани, но это издержки.
Еще раз извиняюсь, если кого-то задел!

Сообщение отредактировал sasha4312 - 26.1.2024, 16:50

[Гость_Гость_*]

Тема - дичь и тролинг. имх

[Гость_Гость сочувствующий_*]

Идея темы - найти расчётное и/или нормативное обоснование величины защитного сооружения. ...

А почему бы не воспользоваться способом защиты надземных газовых трубопроводов? Поставить пару ж/б стоек СВ и подвесить между ними стальной трос, смонтировать заземление?

[belok5]

Тема - дичь и тролинг. имх

Очень интересный вывод. Почему же?

А почему бы не воспользоваться способом защиты надземных газовых трубопроводов? Поставить пару ж/б стоек СВ и подвесить между ними стальной трос, смонтировать заземление?

Проблема в том, что подземный трубопровод в таких ситуациях сам отчасти является заземлением, чего не должно быть у наземного исполнения.
Вместе с тем, такой вариант защиты тоже рассматривается, но необходимо или расчетно, или нормативно обосновать все расстояния (зону защиты), а также минимальные толщины конструкции, чтобы провод вл их не разрезал.

[Ваня Иванов]

Смотрел в интернете, сети с эффективно-заземлённой нейтралью отличаются от глухозаземленной тем, что во время ремонта, у такого трансформатора, источника, нейтраль можно с помощью разъединителя отключить, и не у всех приёмников (ТП) нейтрали заземляется. И все источники110 кВ и выше работают с заземлённой нейтралью! Изоляторы меньше стоят, с изолированной при авариях перенапряжения выше. Это в интернете, это не я придумал. Так что здесь, Вы промахнулись...

А Вы ПУЭ в оригинале читать не пробовали? Интернет не является нормативным документом - там полуграмотные пеньки рассказывают другим пенькам о том, о чём сами имеют весьма смутное представление.

[Ваня Иванов]

...необходимо или расчетно, или нормативно обосновать все расстояния (зону защиты), а также минимальные толщины конструкции, чтобы провод вл их не разрезал.

Уважаемый belok5! Извините, что вынужден отвлекаться на вопросы «профессионалов» из несколько иной отрасли...
Итак, после того, как Вы предоставили дополнительную информацию по рассматриваемому вопросу, ситуация стала немного проясняться, не смотря на следующие забавные перлы:

«...по внешнему виду дефект №1 является местом входа электрического тока в тело трубы, дефекты №2 и №3 являются местами выхода электрического тока из тела трубы».

Хочу обратить внимание авторов данного "глубокого умозаключения", что в рассматриваемом случае ВЛ-110 кВ – это линия переменного, а не постоянного тока (напряжения)! В линиях переменного тока промышленной частоты направление электрического тока меняется с частотой 50 Гц (т.е. 50 раз в секунду, для тех кто подзабыл, что такое 50 Гц). Следовательно, в течение времени воздействия электрического тока на трубу газопровода, длившегося не менее 1,85 секунд с момента зажигания электрической дуги, ток успел поменять направление не менее 50 × 1,85 ≈ 92 раз! О каком месте "входа" и "выхода" электрического тока в тело (из тела) трубы можно вести речь в таком случае?
В другом документе прозвучала фраза: «...оборванный кабель 110 кВ – тело трубопровода...». Непонятно, с какого перепуга на воздушной линии 110 кВ оказался кабель 110 кВ?
Но это всё – мелочи, свидетельствующие о низком уровне компетентности «экспертов», выдавших данное заключение, на которые не следует обращать особого внимания...

Основным и самым ценным задокументированным фактом, о котором мы раньше даже не догадывались, является следующий:

«...падение... произошло из-за обрыва крепления провода с подвесного стержневого изолятора. Обрыв крепления произошёл, предположительно, из-за усталостного износа».

Эта короткая фраза, сказанная как бы вскользь, непреднамеренно, для грамотного специалиста означает очень многое! Теперь наш пазл сложился окончательно и всё стало на свои места!
Раньше мы считали, как в той песне, что «никто ни в чём не виноват» и провод сам упал без видимых причин. Однако теперь, когда нам стало известно о выполненной кем-то (похоже, сравнительно недавно) реконструкции ВЛ-110 кВ, в результате которой была произведена замена «устаревших и ненадёжных» подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов на современные и «более надёжные» подвесные стержневые полимерные изоляторы, прямая вина в случившемся инциденте ложится на собственника ВЛ-110 кВ.

Дело в том, что все требования и рекомендации ПУЭ всех изданий в отношении защиты подземных магистральных газопроводов и нефтепроводов разрабатывались именно для подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов, с учётом их высочайшей надёжности и маловероятной возможности обрыва, даже в случае актов вандализма в виде расстрела картечью из охотничьего ружья. Как известно, конструкция этих «устаревших» подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов не позволяет оборваться гирлянде и упасть проводу даже при полном механическом разрушении одной и даже нескольких(!) тарелок гирлянды. Это многократно проверено временем и подтверждено в течение многих десятилетий эксплуатации подвесных изоляторов данного типа, чего нельзя сказать о подвесных стержневых полимерных изоляторах, надёжность и качество которых ещё не столь высоки и вызывают массу нареканий у всех, кто имел неосторожность их применения.

Вот почему в ПУЭ не требуется выполнение каких-либо особых мер защиты подземных магистральных газопроводов (нефтепроводов) при использовании подвесных тарельчатых фарфоровых или стеклянных изоляторов.
Когда разрабатывались ПУЭ более ранних изданий, ещё не было достоверной статистической информации о надёжности и долговечности подвесных стержневых полимерных изоляторов, в связи с чем в ПУЭ-6 и более ранних изданиях ПУЭ ещё нет ни слова о применении полимерных изоляторов, а в ПУЭ-7 по вопросам их применения имеются лишь осторожные рекомендации, да и те с различными условиями и оговорками, например:

2.5.98. Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные материалы) изоляторов производится с учётом климатических условий(температуры и увлажнения) и условий загрязнения.
На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять, как правило, стеклянные изоляторы;
на ВЛ 35-220 кВ – стеклянные, полимерные и фарфоровые, преимущество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам.
На ВЛ, проходящих в особо сложных для эксплуатации условиях (горы, болота, районы Крайнего Севера и т.п.), на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах, на ВЛ, питающих тяговые подстанции электрифицированных железных дорог, и на больших переходах независимо от напряжения следует применять стеклянные изоляторы или, при наличии соответствующего обоснования, полимерные.

Вывод: Если бы на опорах №118 и №119 (в пролёте пересечения ВЛ-110 кВ с магистральным газопроводом) были бы установлены подвесные тарельчатые фарфоровые (или ещё лучше – стеклянные) изоляторы, то ничего подобного бы не случилось!

Это заключение окончательное и обжалованию не подлежит. Пусть владельцы ВЛ-110 кВ снова установят подвесные тарельчатые стеклянные изоляторы вместо дешёвых и ненадёжных стержневых полимерных изоляторов на опорах №118 и №119 и больше ничего не требуется!

К вопросу об обязательном (необязательном) применении грозозащитного троса при желании можно найти следующую статью в ПУЭ-7:

2.5.116. Воздушные линии 110-750 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине.
Сооружение ВЛ 110-500 кВ или их участков без тросов допускается:
1) в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в горных районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км² в год;
2) на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами (ρ > 10³ Ом·м);
3) на участках трассы с расчётной толщиной стенки гололёда более 25 мм;
4) для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземлённых частей опоры при обеспечении расчётного числа грозовых отключений линии, соответствующего расчётному числу грозовых отключений ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой.

Число грозовых отключений линии для случаев, приведённых в пп. 1-3, определённое расчётом с учётом опыта эксплуатации, не должно превышать без усиления изоляции трёх в год для ВЛ 110-330 кВ и одного в год – для ВЛ 500 кВ.

Воздушные линии 110-220 кВ, предназначенные для электроснабжения объектов добычи и транспорта нефти и газа, должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине (независимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного эквивалентного сопротивления земли).

[Ваня Иванов]

Кроме обязательной замены подвесных стержневых полимерных изоляторов подвесными тарельчатыми стеклянными изоляторами, предлагаю несколько простейших вариантов дополнительной защиты подземных магистральных газопроводов в местах пересечения трассы ВЛ-110 кВ и выше:

Вариант №1. Дополнительная защита подземных МГ пластмассовой трубой большего диаметра и толщиной стенки, соответствующей классу напряжения ВЛ:


Вариант №2. Дополнительная защита подземных МГ стальной трубой большего диаметра и толщиной стенки, соответствующей классу напряжения ВЛ:


Вариант №3. Дополнительная защита подземных МГ стальной трубой большего диаметра, оснащённой стержневыми "ловушками" для перехвата электрической дуги:


Вариант №4. Дополнительная защита подземных МГ стальной решёткой, оснащённой стержневыми "ловушками" для перехвата электрической дуги:


Повторяю ещё раз, что применение дополнительной защиты подземного магистрального газопровода не отменяет требования об обязательной замене дешёвых и ненадёжных подвесных стержневых полимерных изоляторов дорогими, но более надёжными и более долговечными подвесными тарельчатыми стеклянными изоляторами!

[с2н5он]

ненадёжных подвесных стержневых полимерных изоляторов

подтверждение ненадёжности?

[belok5]

Ваня Иванов, спасибо огромное за проделанную титаническую работу!! Хорошо, что в стране еще есть специалисты, а не только эффективные менеджеры!
По футляру есть один момент - в описанном случае МГ имеет Ду 500, и защита таким образом работает. Вместе с тем, обратившаяся сторона также отвечает за ввод и эксплуатацию труб с Ду 1000, на такую футляр не наденешь.
С дугоуловителями очень интересная идея, попробую её озвучить в докладе.
Хотел уточнить - по решётке все параметры как рассчитывать? Или может где-то в нормативке есть? В том плане, что принять - условно - место падения ВЛ за ОРУ и рассчитать для него?
Мы пока своими силами тоже прикинули два варианта. Из того, что не попало на рисунки - "дорогой" вариант предполагает соединение обрешетки с опорами изолированным молниеотводом для отвода токов КЗ на и ЗУ.

Сообщение отредактировал belok5 - 28.1.2024, 17:12

[Ваня Иванов]

подтверждение ненадёжности?

1) Рассматриваемый случай повреждения газопровода упавшим проводом ВЛ-110 кВ из-за "усталости" подвесного стержневого полимерного изолятора, рассказанный ТС;
2) Мой личный опыт (несколько случаев падения проводов ВЛ-110 кВ из-за "усталости" подвесных стержневых полимерных изоляторов;
3) Печальный опыт других электросетевых организаций, описываемый в ежегодных обзорах аварий и инцидентов, произошедших из-за обрывов проводов ВЛ по причине низкой надёжности подвесных стержневых полимерных изоляторов;
4) Объективная информация, полученная из различных независимых источников, материально не заинтересованных в рекламе полимерных изоляторов, например:
https://изоляторыполимерные.рф/o-produktsii/ispytaniya/povrezhdeniya-polimernykh-izolyatorov-i-ikh-diagnostika-v-ekspluatatsii/

Сообщение отредактировал Ваня Иванов - 28.1.2024, 19:57

[Ваня Иванов]

...обратившаяся сторона также отвечает за ввод и эксплуатацию труб с Ду 1000, на такую футляр не наденешь...

И на такой диаметр можно найти пластиковые трубы для защитных изолирующих футляров - любой каприз (за счёт заказчика!) Пластиковые трубы диаметром от 500 до 2500 мм:

...по решётке все параметры как рассчитывать? Или может где-то в нормативке есть?...

Кое-что можно найти в СТО-56947007-29.130.15.114-2012:

[belok5]

Ваня Иванов, еще такой вопрос - в теории, возможно применение под решеткой рулона из двухсантиметровой резины (электрическая прочность примерно 200 кВ/см)?

[Ваня Иванов]

...такой вопрос - в теории, возможно применение под решеткой рулона из двухсантиметровой резины (электрическая прочность примерно 200 кВ/см)?

Под стальной защитной решёткой можно применять всё! Вы что, никогда не сталкивались с расчётом внешней молниезащиты зданий и сооружений от прямых ударов молнии?

Посмотрел Ваши разработки защитных конструкций. Не увлекайтесь наземными защитными сооружениями для защиты подземных газопроводов! Подземные конструкции получаются значительно легче, т.к. им не требуется высокая прочность для поддержки собственной массы.
Ещё один практический совет - не применяйте полосовую чёрную сталь для подземных защитных сооружений из соображений коррозионной стойкости. Круглый стальной пруток такого же поперечного сечения, как у полосы, прослужит значительно дольше! Об этом Вы тоже можете узнать в СТО 56947007-29.130.15.114-2012.

[belok5]

Под стальной защитной решёткой можно применять всё! Вы что, никогда не сталкивались с расчётом внешней молниезащиты зданий и сооружений от прямых ударов молнии?

Посмотрел Ваши разработки защитных конструкций. Не увлекайтесь наземными защитными сооружениями для защиты подземных газопроводов! Подземные конструкции получаются значительно легче, т.к. им не требуется высокая прочность для поддержки собственной массы.
Ещё один практический совет - не применяйте полосовую чёрную сталь для подземных защитных сооружений из соображений коррозионной стойкости. Круглый стальной пруток такого же поперечного сечения, как у полосы, прослужит значительно дольше! Об этом Вы тоже можете узнать в СТО 56947007-29.130.15.114-2012.

Как раз с молниезащитой моя компания и работает всю свою жизнь. И здания/сооружения/оборудование защитить - вопросов нет. Тут же задачка больше про длительное воздействие на - фактически - заземляющее устройство, потому и городим огород.
Касательно материалов - никакой чернухи, только оцинковка, нержавейка и омеднение.

[Ваня Иванов]

...задачка больше про длительное воздействие на - фактически - заземляющее устройство, потому и городим огород...

Средство борьбы с длительным воздействием электрической дуги я Вам показал (так называемые "стержневые ловушки") - этого Вы нигде не найдёте. Стержневые ловушки являются аналогом молниеприёмников и служат для перехвата электрической дуги, а также берут на себя всю тяжесть её термического воздействия. При этом стержневые ловушки могут подгореть (оплавиться) на несколько см. Однако при этом сохраняется целость самой защитной решётки, а также они позволяют экономить на сечении металла защитной решётки и позволяют увеличить размеры её ячеек.

[belok5]

Да, стержневые ловушки - вещь интересная. И если сделать этот элемент в конструкции заменяемым, то получится вечная защита. Пойду думать в этом направлении, спасибо