Обоснование установки ОПН на Вл 35-110 кВ нефтяной и газовой промышленности Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Литература

1. Правила устройства электроустановок. 7-е изд. СПб.: ДЕАН, 2008. 704 с.

2. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений / под науч. ред. акад. РАН Н.Н.Тиходеева. 2-е изд. СПб: Изд-во ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

Сведения об авторах Халилов Фрудин Халилович,

профессор Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, д.т.н.

Россия, 194251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д.29 Хохлов Григорий Григорьевич,

аспирант Санкт-Петербургского государственного политехнического университета Россия, 194251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д.29 Тел.: +7-905-2789490 E-mail: [email protected]

УДК 621.311

Ф.Х.Халилов, Ю.С.Попова, Г.Г.Хохлов ОБОСНОВАНИЕ УСТАНОВКИ ОПН НА ВЛ 35-110 кВ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Аннотация

В статье проведён анализ грозовых отключений линий в районах нефте- и газодобычи. Представлены результаты расчётов числа грозовых отключений для ВЛ, питающих предприятия нефти и газа.

Ключевые слова:

молниезащита, грозозащитный трос, число грозовых отключений

F.Kh.Khalilov, Y.S.Popova, G.G.Hochlov SUBSTANTIATION OF INSTALLATION OF ARRESTERS OVERHEAD 35-110 kV LINES OF OIL AND GAS INDUSTRY

Abstract

The article analyzes the lightning outages of lines in the areas of oil and gas production. The results of calculations of lightning outages for overhead lines, supplying of oil and gas manufacturing capacity.

Keywords:

lightning protection, ground wire, the number of lightning outages

Нефтяная и газовая отрасли промышленности России представляют собой сложные производственные процессы и являются одними из важнейших в экономике. Большинство линий 35-110 кВ на месторождениях нефти и газа

выполнены в двухцепном варианте. При этом грозоупорность таких ВЛ в целом ниже грозоупорности одноцепных линий, поэтому неприемлемый показатель надежности грозозащиты приводит к серьезным финансовым потерям вследствие отключения линий и повреждения электрооборудования (выключателей, разъединителей, кабелей, трансформаторов и др.). Таким образом, в последние годы основное внимание научных, проектных и эксплуатирующих организаций направляется на обеспечение надежности работы ВЛ, в том числе при воздействии на их изоляцию грозовых перенапряжений.

При ударе молнии в двухцепные линии, помимо отключения одной из цепей, в ряде случаев одновременно отключаются обе цепи. Так, по данным «Тюменьэнерго», в 2003 г. из 350 грозовых отключений ВЛ энергосистемы в 105 случаях одновременно отключались обе цепи, то есть доля двухцепных отключений составляет приблизительно 35%. В частности, обработка информации о грозовых отключениях показывает, что в 2003 г. в Ноябрьских электрических сетях (НЭС) ОАО «Тюменьэнерго», откуда получают электроэнергию объекты ОАО «Ноябрьскнефтегаз», имело место 132 отключения ВЛ 110 кВ, из которых в 40 случаях одновременно отключались обе цепи, то есть для НЭС доля двухцепных отключений равна приблизительно 30%.

Двухцепные отключения, о которых речь шла выше, главным образом происходят из-за большого значения удельного сопротивления грунтов в некоторых районах по трассе ВЛ, где не удается обеспечить сопротивление заземления опор менее 10-20 Ом. В итоге происходят обратные перекрытия на различных фазах различных цепей.

Кроме того, при грозовых ситуациях повреждалось электрооборудование подстанций. Почему же в предыдущий период эксплуатации на подстанциях 110 кВ оборудование не выходило из строя, а в последние годы при грозовых ситуациях все чаще они выходят из строя? Здесь отметим следующее:

• по мере освоения новых месторождений нефти увеличивается количество и общая протяженность ВЛ 35-110 кВ, а следовательно, и количество распределительных устройств, поэтому будет расти число грозовых отключений ВЛ и повреждений электрооборудования; в этой ситуации следовало бы определить удельную повреждаемость, причем за базис принимать общую протяженность ВЛ и общее число подстанций;

• значительная часть электрооборудования эксплуатируется более 15-20 лет, вследствие чего оно исчерпало свой ресурс и электрическая прочность изоляции существенно снизилась.

Существует два подхода к обеспечению требуемой надежности изоляции[1]:

1) конструирование и изготовление изоляции, способной обеспечить необходимый уровень электрической прочности в течение всего периода ее эксплуатации, что весьма сложно и не всегда экономически целесообразно;

2) проведение для изоляции профилактических мероприятий в процессе ее эксплуатации (испытание повышенным напряжением). Именно этот подход определяет основной способ выявления слабых мест в изоляции в настоящее время.

Аналогичная ситуация имеет место и в сетях 35 кВ. Это показывают статистические данные, собранные на ряде предприятий нефти и газа за 19952005 г. (табл.1).

Применение традиционных мероприятий в ряде случаев не дает желаемого результата (приемлемой величины допустимого числа грозовых

отключений при заданных грозовой интенсивности и длине линий) [2-4], и поэтому предпочтение отдается нетрадиционным способам грозозащиты ВЛ 35110 кВ. Основным элементом нетрадиционного способа грозозащиты ВЛ является нелинейный ограничитель перенапряжений - ОПН.

Подвеска грозозащитных тросов, являющихся основным грозозащитным мероприятием на линиях классов напряжения 110 кВ и выше, малоэффективна для линий 35 кВ, что вызвано сравнительно низкой импульсной прочностью изоляции 35 кВ. Вследствие этого вероятность обратных перекрытий при ударах молнии в опору или в трос оказалась бы при обычных значениях сопротивления заземления опор весьма значительной. Поэтому линии 35 кВ сооружаются, как правило, без тросов. Исключение составляют лишь особо ответственные линии 35 кВ на металлических опорах.

Несмотря на отсутствие тросов, линии 35 кВ имеют ряд особенностей, создающих более благоприятные условия для их грозозащиты. Во-первых, эти линии реже подвергаются прямым ударам молнии из-за их относительно небольшой высоты и протяженности. Нередко они оказываются частично защищенными от прямых ударов молнии расположенными вблизи линии возвышающимися объектами: зданиями, высокими деревьями, линиями более высокого напряжения и т. п.

Таблица 1

Соотношение грозовых отключений одноцепных и двухцепных ВЛ 35 кВ

Годы Общее число отключений при ударах молнии Число одновременного отключения обеих цепей Доля двухцепных отключений, %

1995 149 51 34.2

1996 165 55 33.3

1997 203 63 31.0

1998 153 51 33.3

1999 163 54 33.1

2000 170 58 34.1

2001 181 63 34.8

2002 191 70 36.6

2003 203 75 36.9

2004 148 51 34.4

2005 147 50 34.0

Во-вторых, наличие изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтрали в сетях 35 кВ облегчает борьбу с последствиями импульсных перекрытий изоляции, способствует гашению дуги однофазного замыкания на землю. Можно считать, что случаи грозовых перекрытий изоляции только одной из фаз линии не вызывают ее отключения. Возникшая дуга однофазного перекрытия гаснет, и опасность для линий 35 кВ представляют лишь перекрытия между фазами или одновременные перекрытия с нескольких фаз на землю. При междуфазных перекрытиях остается высокой вероятность погасания дуги, потому что градиент рабочего напряжения вдоль пути перекрытия на этих линиях невелик.

В отличие от линий более высоких классов напряжения, линии 35 кВ на металлических и железобетонных опорах часто отключаются вследствие воздействия индуктированных перенапряжений. Расчеты показывают, что число индуктированных перенапряжений, способных вызвать перекрытие изоляции

35 кВ, в пять раз больше, чем число таких же перенапряжений, опасных для сети 110 кВ. Причиной этого также является невысокая импульсная прочность изоляции линий 35 кВ на металлических и железобетонных опорах.

При отсутствии тросов основными грозозащитными мероприятиями на линиях 35 кВ являются использование дугогасящего реактора (или изолированной нейтрали) и АПВ.

В целях защиты отдельных мест с ослабленной изоляцией или с повышенными требованиями к надежности защиты (пересечение с другими линиями или транспортными магистралями, подходы линий к подстанциям или переключательным пунктам и т.п.) на линиях 35 кВ используются различные защитные аппараты.

Линии 110 кВ на металлических или железобетонных опорах в большинстве случаев также защищаются по всей длине тросами. Угол защиты для этих линий обычно выбирается в пределах 20-30°, что при относительно небольших высотах и длинах этих линий обеспечивает удовлетворительную надежность защиты. Однако нередко линии 110 кВ эксплуатируются и без тросовой защиты. К таким случаям относятся: а) прохождение линии в районах со слабой интенсивностью грозовой деятельности (Тч<20 ч); б) высокое удельное сопротивление грунта, не позволяющее обеспечить малое сопротивление заземления опор и эффективную работу троса; в) расположение линий в особо гололедных районах, где часто наблюдается пляска проводов и большие механические нагрузки на трос при обледенении создают опасность обрыва троса; г) наличие на трассе линии районов с агрессивными уносами промышленных предприятий, вызывающими быструю коррозию тросов и опасность их обрыва; д) расположение линии в горной местности, где разряды с большими токами молнии редко достигают проводов линии, ориентируясь преимущественно на возвышающиеся поблизости горные массивы.

Отсутствие грозозащитного троса приводит к повышению числа коротких замыканий на линии вследствие грозовых перекрытий, при этом часто срабатывают устройства АПВ и увеличивается число опасных влияний на линии связи и число воздействий токов коротких замыканий на электрооборудование сети. Возрастает также и вероятность протекания больших токов через заземляющие устройства подстанции. Несмотря на это, с технико-экономической точки зрения отсутствие тросов на линиях 110 кВ на металлических опорах в ряде случаев оказывается оправданным, а грозозащита оказывается удовлетворительной благодаря относительно небольшой высоте и длине таких линий.

Линии 110 кВ на деревянных опорах не требуют подвески грозозащитных тросов, достаточная грозоупорность этих линий обеспечивается высокой импульсной прочностью линейной изоляции и малым градиентом напряжения вдоль пути перекрытия, обусловливающим малую вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу. Если на линии некоторые опоры выполнены металлическими или железобетонными (например, угловые или анкерные), то на них должны устанавливаться вентильные разрядники или ОПН.

Во внутренних сетях предприятий нефти и газа деревянные опоры не применяются. Часто опоры сооружаются на основе отработанных металлических труб.

В данной статье не рассматривается какая-либо конкретная линия и все расчёты в стадии разработки модели происходят на «абстрактной» линии. По этой причине степень влияния того или иного фактора на грозоупорность линии будет определяться числом грозовых отключений в год, рассчитанным для ВЛ 35-110 кВ,

состоящих из опор, представленных в табл.2-3. Длины пролёта, молниезащитные тросы и провода приведены в табл.4 и 5 [5, 6]. Расчёты выполняются для 100 км длины линии, 100 грозовых часов и при вероятности успешного АПВ равной нулю.

Таблица 2

Опоры 35 кВ

Тип и условное обозначение

Материал

опоры

Провод

Расчетный габаритный пролет, м

Промежуточная

одноцепная

свободностоящая

ПБ35-1в

Промежуточная

одноцепная

свободностоящая

ПБ35-1

Промежуточная

одноцепная

свободностоящая

П35-1

Промежуточная

двухцепная

свободностоящая

ПБ35-2

Промежуточная

двухцепная

свободностоящая

П35-2

Железобетонная АС 70/11

Железобетонная АС 95/16

Стальная

АС 95/16

Железобетонная АС 95/16

Стальная

АС 95/16

195

340

330

275

310

Опоры 110 кВ

Тип и условное обозначение

Материал

опоры

Провод

Расчетный габаритный пролет, м

Промежуточная

одноцепная

свободностоящая

ПБ110-1

Промежуточная одноцепная свободностоящая повышенная ПСБ 110-1

Промежуточная

одноцепная

свободностоящая

П110-1

Промежуточная

двухцепная

свободностоящая

ПБ110-2

Промежуточная

двухцепная

свободностоящая

ПБ110-4

Промежуточная

двухцепная

свободностоящая

П110-2

Железобетонная АС 70/11

295

Железобетонная АС 70/11 До 410

Стальная АС 70/11 380

Железобетонная АС 70/11 275

Железобетонная АС 185/29 275

Стальная АС 70/11 380

Количество изоляторов ПФ6-Б (ПМ-45)в гирляндах ВЛ

Строительная высота линейных изоляторов Количество изоляторов, шт., при напряжении ВЛ

35 кВ 110 кВ

140 3 7

Таблица 5

Параметры проводов и тросов

Провод/ трос Расчётное сечение, мм2 Расчётный диаметр, мм Масса, кг/км Нагрузка от веса, Н* Механическое напряжение, Па**

АС70/11 79.3 11.4 276 0.0341 90

АС95/16 111.3 13.5 385 0.0339 102

АС 185/29 210 18.8 728 0.0340 90

С50 49.4 9.2 389 0.0772 216

* Рассчитывается по формуле „ _ _ ^0_, где О0 - масса провода (кг/м); - расчётное сечение (мм2).

* р 1 Б

**ПУЭ [5, табл.2.5.7].

На рис.1-3 представлены зависимости количества грозовых отключений ВЛ 35-110 кВ от сопротивления заземления опоры, рассчитанные по методике [7] при расположении грозозащитного троса: а) сверху; б) сверху и двух снизу; в) снизу; г) сверху и снизу.

Для всех рассмотренных линий при различных мероприятиях по грозозащите, связанных с применением дополнительных тросов, годовое число грозовых отключений превышает допустимое (1 грозовое отключение в год) уже при сопротивлениях заземления Яоп, больших 20-25 Ом. Поэтому для повышения грозоупорности ВЛ 35-110 кВ требуется применение нетрадиционных способов, одним из которых является установка ОПН на ВЛ.

а

б

г

Рис.1. Количество грозовых отключений в год одноцепных ЛЭП 35 кВ, состоящих из стальных и железобетонных опор, при расположении грозозащитного троса сверху (а), сверху и двух снизу (б), снизу (в), сверху и снизу (г)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Коп. Ом

Рис.2. Количество грозовых отключений в год одноцепных ЛЭП 110 кВ, состоящих из стальных и железобетонных опор (расположение грозозащитного троса сверху и двух снизу)

Б«п. Ом

Рис.3. Количество грозовых отключений в год одноцепных и двухцепных ЛЭП 110 кВ, состоящих из стальных и железобетонных опор (расположение грозозащитного троса сверху и снизу)

Литература

1. Техника высоких напряжений / под ред. Г.С.Кучинского. СПб.: Энергоатомиздат, 2003.

2. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений / под науч. ред. академика РАН Н.Н. Тиходеева. 2-е изд. СПб.: Изд-во ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

3. Области рационального использования подвесных ОПН (ОПНЛ) для повышения грозозащиты ВЛ 110 и 220 кВ / В.В.Крыжановский, А.Н.Новикова, О.В.Шмараго. СПб., 1999.

4. Сви П.М. Контроль изоляции электрооборудования высокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 19SS.

5. Правила устройства электроустановок. 7-е издание. СПб.: ДЕАН, 200S. 704 с.

6. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / под ред. И.А.Баумштейна. 3-е изд. М.: Энергия, 19S9.

7. Халилов Ф.Х., Гумерова Н.И., Хохлов Г.Г. Оценка степени влияния допущений на результаты моделирования переходных процессов при ударах молнии в ВЛ // Труды Кольского научного центра. Серия «Энергетика». Апатиты, 2011. № 1. С. б0-б5.

Сведения об авторах

Халилов Фрудин Халилович,

профессор Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, д.т.н. Россия, 194251, Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д.29

Попова Юлия Сергеевна,

аспирант Санкт-Петербургского государственного политехнического университета, инженер I категории ЗАО "РОСПРОЕКТ"

Россия, 191317, Санкт-Петербург, пл. Александра Невского, д.2, литера Б, БЦ "Москва"

Тел. S (S12) 494-72-1S

E-mail: [email protected]

Хохлов Григорий Григорьевич,

аспирант Санкт-Петербургского государственного политехнического университета Россия, 195251, Санкт-Петербург, ул.Политехническая, 29 тел. +7-905-27S-94-90 E-mail: [email protected]