День добрый. Сразу прошу прощения у модератора, если тема не там.
К сути. Зафиксирован обрыв ЛЭП 110т кВ в точке пересечения с подземным трубопроводом (глубина около метра). Труба по итогу была прожжена насквозь в нескольких местах, плюс имеется подтвержденный каверны - доказан факт наличия подземной дуги. Есть необходимость расчётно/нормативно обосновать безопасные расстояния от трубы до фундамента опоры защитного сооружения.
Идея:
1) рассчитать минимальное расстояние от трубы (условно - электрод 1) до точки приложения по земле 110 кВ (условно - электрод 2), при которых между электродами не возникнет дуги позволяющей нагреть металл до температуры плавления. (Понимаю возможную грубость подсчётов и множество неизвестных, готов обсудить детально с теми, кому интересна тема).
2) при соблюдении п.1 дуги (и прожига, соответственно) не будет, однако негативное влияние на трубу в виде локального повышения температуры с возможным повреждением изоляции возможно. Хочется также найти зону безопасного для трубы падения провода.

Уважаемый коллега belok5! Начнём с того, каким боком Вы причастны к данной ЛЭП-110 кВ и к этой несчастной трубе? Вы проектировщик (проектант) этой ЛЭП или трубопровода?
Насколько я понял, требуется грамотно и аргументированно "отмазаться" от наездов потерпевшей стороны (владельцев трубопровода) и разработать организационно-технические мероприятия по предотвращению повторения подобного инцидента в случае падения провода ВЛ-110 кВ.
В моём понимании этой ситуации, были изначально допущены грубейшие просчёты и упущения на стадии проектирования данного пересечения ЛЭП и трубопровода! И неважно, что было сооружено раньше, ЛЭП или трубопровод. Так или иначе, но должны были быть заранее предусмотрены технические меры по защите трубопровода, проходящего под ЛЭП-110 кВ - это аксиома.
Поскольку это не было заранее продумано в проекте и выполнено в процессе монтажа, виновны проектировщики объекта, смонтированного последним, а вместе с ними несут ответственность и все лица, причастные к этому объекту...
Для начала почитайте ПУЭ-7 Гл. 2.5. Подраздел "Пересечение и сближение ВЛ с надземными и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами"

belok5,
А вы точно профессионал ?
Вообще-то защита обязана отработать гораздо быстрее, чем дуга успеет что-либо натворить..

Я здесь вообще третья сторона)). Большие дяди обеих сторон ситуацию уже обсудили и инцидент закрыли, так что ветка реально про технику. По итогу разбора к моей компании обратился пострадавший - владелец трубы - за разработкой типового технического решения, способного предотвратить прожиг трубы в аналогичной ситуации. Т.е. речь о потенциальной разработке защитного сооружения, которое будет отображено в альбомах типовых решений предприятия.
Касательно нарушений - речь идёт о подземном трубопроводе, поэтому данная глава формально не применима ни тогда, ни сейчас.



Я специалист по низкой стороне, с высокой стороной я на ВЫ, потому ваше первичное недоумение понятно. С другой стороны, мы все тут для того, чтобы помогать друг другу в тех ситуациях/темах, с которыми сталкиваешься впервые, поэтому я буду признателен, если мы исключим скептицизм из общения и постараемся помочь объяснить "на пальцах" в темах, с которыми сталкиваемся впервые. К ликбезу готов всегда.
Касательно логичного вопроса - у нас тоже есть вопросы к заключениям и другим предоставленным документам по инциденту (всё-таки обе стороны разошлись прохладно), но вынуждены работать с тем, что есть.
ЧП большое, потому многое рассказать не могу, однако техническими деталями готов поделиться. Отвечая на скепсис по тому, что дуга может/не может - по заключению физиков, энергии при Iср - 1710 А, tср - 1.9 с. (данные от энергетиков), достаточно для приведения около трёхсот кг стали из твёрдого в жидкое состояние.
ПыСы. Очень хотелось бы в теме перейти в итоге в техническую плоскость - времени для решения задачи мало, но для грубых расчётов должно хватить.

По п.2 предлагаю обложить сверху на расстоянии 20..30см рельсами) Чисто т.з. чайника.

Идея темы - найти расчётное и/или нормативное обоснование величины защитного сооружения. (Про 20-30 см - поверхность трубы залегала в диапазоне от 0.6 до 0.9 м, дуге это не помешало). Мысль с реализацией некоего П-образного сооружения очевидна, но нужны данные по расстояниям от поверхности/от трубы и выбору минимальных сечений конструкций. Если же отплясывать из тех нюансов, что есть в ПУЭ по наземным трубопроводам, то мы получаем монстра (говорим только о 110 кВ) - при чётко перпендикулярном пересечении это квадрат примерно 70 м на 70 м и высота не менее 4 м, а сечение (если брать что-то типа катанки) аж до 1500 мм2 доходит.

Квадрат еще какой то..., да как провод упадет, да как ляжет. Все эти расчеты - вилами по воде. Заложи место пересечения лэп и трубы бетонными блоками на высоту 2-3 метра и хватит.

Железо будет действовать как примитивный "дугоотвод" - его сопротивление будет меньше, чем у влажной земли, а если проложить ещё и сплошным слоем стекловаты.. впрочем, нужны сведения о параметрах пробоя в почве, а их, как я полагаю, нет. Ещё раз пардон за свиное рыло)

Данные в тех же ПУЭ изначально получены расчетным путем, потому брать цифры от балды неправильно. И речь в теме не о локальном решении проблемы, а о типовой формуле расчета размера ограждения для разных напряжений, от 35 до 500 кВ.

Вообще-то Тема начиналась со 110кВ пост№1.
ТТД по трубе не представлены по сему как вариант:
1. В месте пересечения монтировать вставку из пластиковой трубы (Трубы САФИТ).
2. Размер вставки можно взять по ПУЭ, исходя из охранной зоны и т.п.

Я тоже тут ещё тот специалист, но у меня большое сомнение что ток в 1700А в течении времени 1.9 секунды приведены не с потолка, ведь линия почти наверняка с изолированной нейтралью, и ток дуги от упавшего на землю провода должен был быть ограничен током перезарядки изменившейся ёмкости линии. Или упали сразу два провода, или линию неоднократно пытались повторно включить.
Может провод порвался пополам, и дуга била между двумя половинками упавшими на землю, что почти невозможно?
Ещё раз извиняюсь за некомпетентное любопытство, но впечатление, что не сработала защита линии.

Уважаемый belok5! Изучая требования и рекомендации всех изданий ПУЭ по данному вопросу, начиная с третьего издания ПУЭ 1965 г. и заканчивая ПУЭ-7 изд. 2003 г., можно убедиться, что во всех изданиях ПУЭ этот вопрос был проработан, мягко выражаясь, недостаточно глубоко. А точнее говоря, абсолютно не проработан! Складывается впечатление, что разработчики ПУЭ считали все ВЛ вечными, несокрушимыми и не подверженными влиянию форс-мажорных обстоятелств.

Приведу лишь некоторые цитаты из ПУЭ-7, так или иначе относящиеся к рассматриваемой нами проблеме, и в которых проскакивают более-менее верные мысли:

Как известно всем более-менее грамотным инженерам (не только инженерам-электрикам), существуют следующие основные универсальные методы защиты объектов:
- Защита расстоянием (удалением защищаемого объекта на безопасное расстояние от опасного для него объекта или источника опасности);
- Защита временем (сокращение времени воздействия опасного фактора на защищаемый объект);
- Защита укреплением защищаемого объекта (приданием защищаемому объекту качеств, повышающих его устойчивость к воздействию опасных факторов);
- Защита применением внешних искусственных защитных инженерных сооружений;
- Комплексное применение указанных выше методов защиты в различных сочетаниях.

В рассматриваемом случае могут быть реализованы любые из названных выше методов защиты, либо их сочетание в различных комбинациях.
Например, защита расстоянием может быть осуществлена путём заглубления трубопровода на безопасную глубину.
Для защиты временем требуется уменьшение времени уставки отключения данного участка ВЛ-110 кВ при возникновении однофазного замыкания на землю.
Защита путём укрепления защищаемого объекта заключается в применении труб с большей толщиной стенок на участке пересечения
трубопровода с ВЛ-110 кВ на расстояниях в обе стороны не менее 1,5 высоты опоры ВЛ от крайнего провода (для защиты трубопровода в случае падения опоры).
В качестве внешних защитных инженерных сооружений можно, например, применить прокладку защищаемого трубопровода в защитной трубе большего диаметра и толщины стенки, выходящей за габариты ВЛ-110 кВ в месте пересечения трассы на расстояние не менее 1,5 высоты опоры ВЛ. Защитная труба большего диаметра должна быть заземлена с двух сторон с помощью искусственного заземляющего устройства сопротивлением не более 10 Ом и иметь металлическое соединение с защищаемым трубопроводом не менее чем в 2 точках для уравнивания потенциалов.
В случае, если временная остановка существующего защищаемого трубопровода невозможна для его прокладки в защитной трубе большего диаметра, можно защитить его путём продольного разрезания защитной трубы на две части с их последующей сваркой после установки в нужном месте.

Поскольку воздействие на трубопровод поражающего фактора в форме электрического тока большой мощности при обрыве провода ВЛ-110 кВ сходно с ударом молнии, кое-какую полезную информацию можно почерпнуть из РД 91.020.00-КТН-276-07 «Нормы проектирования молниезащиты объектов магистральных нефтепроводов и коммуникаций ОАО АК Транснефть и дочерних акционерных обществ», а также комплекса ГОСТ Р МЭК 62305 по молниезащите.

Все необходимые математические расчёты могу предоставить, за небольшое по меркам предприятий по транспорту нефтепродуктов или газа, материальное вознаграждение в любой валюте (шутка - Ваня Иванов денег с бедных не берёт).

Что я и говорил. Завалить место пересечения бетонными блоками на высоту равную длинне гирлянды изоляторов для опор 110 кВ. Остальное все от лукаваго.

Дима, только при этом следует учесть, что диэлектрическая прочность бетонных блоков значительно ниже соответствующего параметра гирлянды изоляторов для ВЛ-110 кВ. Одна стеклянная тарелка подвесного изолятора типа ПС-70 выдерживает в сухом состоянии напряжение не менее 70 кВ! А что можно сказать о диэлектрических свойствах бетона, если бетонные фундаменты могут использоваться в качестве естественных заземлителей?
Кроме этого диэлектрические свойства бетона (как и грунта) очнь сильно зависят от его влажности. Во время дождя или таяния снега проводимость бетона в десятки раз выше, чем в сухом или замороженном состоянии. Поэтому данный способ защиты применять нежелательно.
Следует выбирать методы защиты, более стабильные при изменении погодных условий, а также в наименьшей степени зависящие от времени года, т.е. от влажности и температуры.
В любом случае, применение любого конкретного(ых) метода(ов) защиты подземного трубопровода (нефтепродуктопровода) потребует(ют) серьёзного технико-экономического обоснования.

Бетон обладает сопротивлением, и утечка с фазы на землю будет через сопротивление, которое ограничит ток утечки и не даст расплавить трубу.

Процитирую кусочек из неплохого и достаточно нового учебника Важова В.Ф. и Лавриновича В.А. "Техника высоких напряжений" (учебник для бакалавров). 2015г.
Это означает, что для фазного напряжения ВЛ-110 кВ (напряжения провода относительно земли) порядка 63,5 кВ толщина твёрдого диэлектрика при тепловом пробое должна быть не менее 63,5/10 = 6,35 см при самых неблагоприятных условиях. Но это для диэлектрика, а для бетона эту цифру следует увеличить в несколько раз!

Интересно, у бетонных оснований для каналов или колец для колодцев есть нормативы по пробивному напряжению или температуре?) В дуге так-то килокельвины.

Немного из имеющейся информации. С легкими редакциями, но иначе никак, к сожалению Иксы/игрики мне уже достались, красным сам подправил
Нажмите для просмотра прикрепленного файла

Вероятно несрабатывание защиты из-за большого сопротивления ОЗЗ и в результате длительное тепловое воздействие на трубопровод. Вот было там, к примеру, 1000 А реально, но недостаточно для максималки и отсечки?
С учетом, что М-70 длительно держит амперов 500, потом нагреется градусов больше 100 и потеряет механические свойства.
Вот и вопрос, не перегружена ли была линия, а падение - уже последствия, а не причина.

Есть косвенные данные, что ЛЭП была из нескольких тросов по каждой фазе, и обрыв был не единичным

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.

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).

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.

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

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.

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!

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.

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?

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.

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


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


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.

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!

Тема - дичь и тролинг. имх

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

Очень интересный вывод. Почему же?


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.

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.

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:
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:
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:



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: