автореферат диссертации по энергетике, 05.14.12, диссертация на тему:Грозозащита двухцепных линий электропередачи 35-110 кВ в нефтяной и газовой промышленности

На правах рукописи

Попова Юлия Сергеевна

ГРОЗОЗАЩИТА ДВУХЦЕПНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 35-110 КВ В НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Специальность 05.14.12 - техника высоких напряжений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

" з НОЯ 2011

4858839

Санкт-Петербург - 2011

4858839

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» (ФГБОУ ВПО

«СПбГПУ»),

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Халилов Фирудин Халиловнч

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ефимов Борис Васильевич

кандидат технических наук, доцент Ярмаркин Михаил Кириллович

Ведущая организация: ФГБОУ ВПО «Самарский государственный

технический университет (СамГТУ)»

Защита состоится « 25 » ноября 2011 года в час. VI/ мин. на заседании диссертационного совета Д 212.229.11 при ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет» по адресу: 195251, г. Санкт-Петербург, ул. Политехническая, д. 29, главное здание, ауд. 325.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ФГБОУ ВПО «Санкт-Петербургский государственный политехнический университет».

Автореферат разослан « /0»г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н., доцент

Попов М.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Нефтедобыча в нашей стране является важнейшей отраслью промышленности. Производство энергоресурсов и, прежде всего, нефти н газа, а также рациональное потребление электроэнергии является основой высокого уровня жизни и эффективной экономикой. Добыча, транспорт нефти и газа обладают сложным технологическим процессом.

Большинство линий 35 и 110 кВ на месторождениях нефти и газа выполнены в двух-цепном варианте. При этом грозоупорность таких ВЛ в целом ниже грозоупорности одно-цепных линий, поэтому неприемлемый показатель надежности грозозащиты приводит к серьезным финансовым потерям вследствие отключения линий и повреждения электрооборудования (выключателей, разъединителей, кабелей, трансформаторов и др.), что ведет к нарушению технологии в отрасли и недоотпуску (недополучению) электроэнергии, а также к значительным затратам временных и материальных ресурсов на их устранение. Они также связаны и с ремонтно-восстановительными работами изоляционных конструкций и других элементов системы электроснабжения.

В связи с вышесказанным снижение числа грозовых отключений воздушных линий 35110 кВ является важнейшей задачей электроэнергетики.

Традиционные мероприятия по грозозащите ВЛ 35-110 кВ и выше, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, рекомендуемые ПУЭ, предусматривают следующие мероприятия:

1. сооружение грозозащитных тросов с углами защиты не более 25°-30";

2. обеспечение необходимого уровня линейной изоляции;

3. обеспечение сопротивления заземления опор не более 10-20 Ом в районах с удельным сопротивлением грунтов р. не более 500 Ом-м и Я = /500 - в районах с р, более 500 Ом ■ м.

Также к этим мероприятиям косвенно относится и применение автоматического повторного включения (АПВ).

Применение традиционных мероприятий в ряде случаев не дает желаемого результата, а именно приемлемой величины допустимого числа грозовых отключений при заданных грозовой интенсивности и длине линий, и поэтому предпочтение отдается нетрадиционным способам грозозащиты ВЛ 35-110 кВ, основным защитным аппаратом которых являются нелинейные ограничители перенапряжений - ОПН.

Возможными областями применения нетрадиционной грозозащиты ВЛ могут являться:

- участки воздушных линий с локальной повышенной грозопоражаемостью;

- участки ВЛ в гололедноопасных районах, где нецелесообразно применение грозозащитных тросов;

- двухцепные линии с вертикальной подвеской проводов;

- высокие переходные пролеты через реки, заливы, ущелья и другие преграды по трассе

ВЛ;

- в некоторых районах со сверхвысоким удельным сопротивлением грунтов (р, >10000-15000 Ом-м).

Наибольшую величину показателя надежности грозозащиты ВЛ будет иметь место при установке названных аппаратов - ОПН - на каждой опоре и на всех фазах ВЛ (например, на

всех шести фазах двухцепной линии). Однако из-за достаточно большой стоимости ОПН даже подвесного варианта (между фазными проводами и опорой, например, параллельно гирляндам изоляторов) такие защиты нецелесообразны. Могут быть рекомендованы и иные, более экономичные нетрадиционные варианты грозозащиты ВЛ 35 и 110 кВ, например, установка на ВЛ ОПН и сооружение дополнительных тросов не над верхними фазами, а на уровне нижних фаз.

В связи с этим актуальность темы диссертации в первую очередь определяется сс значимостью в области грозозащиты двухцепных ВЛ 35 и 110 кВ предприятий нефти и газа, а именно повышению надежности эксплуатации этих линий при поражениях молнией, а также усовершенствованию расчетной методики защиты от перенапряжений при использовании нетрадиционных методов грозозащиты.

Целыо работы являлось решение ряда проблем, вызванных грозовыми перенапряжениями в сетях 35-110 кВ нефтяной и газовой промышленности. В первую очередь, это касалось разработки компьютерной модели для исследования возникающих переходных процессов в ВЛ при ударах молнии, а также определению более эффективного способа грозозащиты ВЛ и оптимального количества ОПН для обеспечения бесперебойного энергоснабжения.

В соответствии с целью сформулированы следующие основные решаемые задачи:

1. исследование вопроса грозозащиты двухцепных линий электропередачи 35-110 кВ, питающих предприятия нефти и газа;

2. создание компьютерной программы, учитывающей нетрадиционные способы грозозащиты, для определения мест установки ОПН на опорах ВЛ, частоты их расстановки, обеспечивающие безотказное энергоснабжение;

3. разработка и внедрение нетрадиционных схем, свободных от недостатков, свойственных традиционным схемам грозозащиты двухцепных линий 35-110 кВ;

4. определение показателя надежности грозозащиты предполагаемых нетрадиционных схем и сравнение их с показателями при традиционных схемах грозозащиты;

5. разработка технических требований к ОПН для установки в нетрадиционных схемах грозозащиты ВЛ 35 и 110 кВ предприятий нефти и газа;

6. выполнение технико-экономического обоснования нетрадиционной грозозащиты ВЛ 35 и ПОкВ.

Научная новизна и практическая значимость работы

Комплекс решенных в диссертации задач при их методическом единстве является шагом вперед в решении проблемы защиты от грозовых перенапряжений электрических сетей, питающих предприятия нефти и газа.

Научная новизна заключается в следующем:

1. впервые на основе подробной модели ВЛ в грозовом режиме варьировались расчетные параметры ВЛ с целью их влияния на окончательный результат;

2. для моделирования ВЛ были сформулированы и обоснованы наиболее оптимальные параметры линий и опор;

3. произведена оценка снижения годового числа грозовых отключений при применении нетрадиционных способов грозозащиты;

4. впервые выдвинут и осуществлен переход от усредненного количества грозовых отключений к неоднородному распределению по всей длине линии;

5. определена степень влияния локальных параметров ВЛ на локальное число грозовых отключений линии;

6. рассчитана так называемая «зона защиты» ОПП для различных конструкций линий 35-110 кВ.

Практическая значимость диссертационной работы заключается в том, что в ней:

1. разработана компьютерная модель ВЛ в грозовом режиме, позволяющая рассчитывать как суммарное, так и распределенное вдоль линии (при неоднородных параметрах линий) количество грозовых отключений;

2. определены элементы схемы замещения опоры, которыми при расчете показателя надежности линий 35-110 кВ можно пренебречь;

3. на основании выполненных расчетов показателя грозоупорности ВЛ 35-110 кВ даны рекомендации о выборе места установки ОНП на опоре и частоте расстановки ОПН вдоль линии.

На защиту выносятся:

1. Основные положения и упрощения предложенной методики расчета количества грозовых отключений ВЛ 35-110 кВ.

2. Сравнительный анализ количества грозовых отключений, полученных в результате расчета при традиционных и нетрадиционных способах грозозащиты ВЛ 35-110 кВ для системы электропитания предприятий нефти и газа.

3. Определение места установки ОПН на опоре и частоты расстановки ОПН вдоль ВЛ 35 и ВЛ ПОкВ.

4. Результаты технико-экономического обоснования использования нетрадиционных способов грозозащиты.

Внедренне результатов работы

Разработанная компьютерная модель в пакетах систематического моделирования расширяет возможности исследования. Методические результаты представляют самостоятельную ценность и могут быть использованы для решения других задач электроэнергетики, техники высоких напряжений, а также могут быть использованы не только для линий, питающих объекты нефти и газа, но для других ВЛ.

Полученные результаты также могут быть использованы в учебном процессе СПбГПУ и других ВУЗов страны.

Достоверность результатов

Сравнение эксплуатационных показателей количества грозовых отключений и полученных результатов расчета по созданной компьютерной программе для существующих линий 35-110 кВ практически одинаковы.

Апробация результатов работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались:

1. на кафедре «Электроэнергетика, техника высоких напряжений» ФГБОУ ВПО «СПбГПУ» (в 2009 и 2011 гг.);

2. на кафедре «Электрооборудование электрических станций и подстанций» ГОУ ДПО ПЭИПК (в 2009, 2010 и 2011 гг.);

3. на семинаре Кольского центра РАН (в 2008 г.);

4. в форуме в Словакии (Стара Лесна, 19-21 сентября 2007 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 печатных работы (из них 6 в журналах, входящих в перечень ВАК Минобрнауки России), которые приведены в списке публикаций.

Объем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка используемой литературы из 60 наименований и 6 приложений. Полный объем диссертации - 195 стр.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обозначена необходимость защиты от перенапряжений системы электроснабжения предприятий нефти и газа и обоснована актуальность выбранной темы.

В первой главе рассмотрены применяемые ранее методики расчета годового числа грозовых отключений двухцепных BJI 35 и 110 кВ традиционными способами грозозащиты с указанием их достоинств и недостатков.

Приведен анализ аварийных грозовых отключений BJ1 35 и 110 кВ, который показывает, что при ударе молнии на двухцепные линии, кроме отключения одной из цепей, в ряде случаев одновременно отключаются обе цепи. Так, обработка информации о грозовых отключениях показывает, что в 2003 году в Ноябрьских электрических сетях (НЭС) ОАО «Тю-меньэнерго», откуда получают электроэнергию объекты ОАО «Ноябрьскнефтегаз», имело место 132 отключений BJ1 110 кВ, из которых в 40 случаях одновременно отключались обе цепи, то есть для НЭС доля двухцепных отключений равна ~30%.

Число грозовых отключении для бестросового участка ВЛ 110 кВ без установки на нем ОПН, составляет 0,141, что в пересчете на 100 км BJ1 составляет 5,64 грозовых отключения.

Аналогичная ситуация имеет место и в сетях 35 кВ. Это показывает статистические данные, собранные в ряде предприятий нефти и газа за 1995 - 2005 гг. (таблица 1).

Таблица 1

Соотношение грозовых отключений одноцепных и двухцепных ВЛ 35 кВ.

Годы Обще число отключений при ударах молнии, шт. Число одновременного отключения обеих цепей, шт. 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

Выполнен обзор альтернативных способов грозозащиты двухцепных ВЛ 35-110 кВ и различных решений по установке ОПН на опорах на основе опыта эксплуатации, которые

показали, что защитные аппараты на линии значительно снижают количество грозовых отключений, но вопрос о технических требованиях к ним и о минимизации их количества не является однозначно решенным. Рассмотрены также различные конструкции ВЛ.

Сделаны выводы по главе и сформулнрованы основные задачи диссертации.

Во второй главе приводится подробное описание модели линии в грозовом режиме и определяется степень влияния различных допущений и упрощений на интегральный результат расчета. Выполнен ряд расчетов при помощи пакета визуального программирования «ЭтиПпк», установлено какими элементами можно пренебречь при расчете переходного процесса в линии при ударе молнии в созданных моделях ВЛ с различными схемами их замещения.

Для определения количества грозовых отключений М1тк1 в каждой расчетной модели строилась кривая опасных токов (КОТ) постепенным увеличением с нулевого значения находится минимальная величина импульса тока молнии /,„, при которой происходит перекрытие хотя бы одной гирлянды изоляторов на любой из опор моделируемого участка ВЛ. Из этих пар чисел вычисляется скорость нарастания тока молнии 1'ш. Вероятность перекрытия линейной изоляции определялась путем вычисления двойного интеграла от произведения плотностей вероятностей амплитуд и скоростей нарастания фронтов молнии. Распределение амплитуд токов молнии по Вейбуллу дает несколько меньшее число отключений по сравнению с нормативным логнормальным законом распределения.

Для оценки числа отключений линий при построении КОТ можно ограничиться всего лишь тремя точками для нахождения минимального тока молнии, вызывающего перекрытие, например, для фронтов тф =1; 4; 10 мкс.

Для упрощения расчётов и увеличения точности конечного результата, ток молнии моделировался как косоугольный импульс с длиной фронта хф , временем полуспада волны г,

и максимальным значением тока 1Ш1. Для практических расчетов грозозащиты (за исключением расчета энергоемкости ОПН) моделируется только первый импульс, потому что вероятность перекрытия линейной изоляции при воздействии последующих импульсов на порядок меньше.

С помощью метода бегущих волн Бержерона, учитывающего коэффициенты связи между проводами и тросами аналогично методу эквивалентной волны М.В. Костенко, участки ВЛ 35-110 кВ между пролетами моделировались многопроводными линиями. Условная глубина, на которой находится условная граница раздела сред (проникновения электромагнитного поля в землю), определяется нулевым потенциалом, зависит от удельного объёмного сопротивления грунта, частоты импульса при учёте потерь в земли и рассчитывается по формуле:

Потери в земле, определяемые с учетом скин-эффекта, моделировались при помощи приближенного вычисления интеграла Карсона. Такой метод моделирования участка линии точно отражает связь между тросами и проводами. В случае отсутствия в модели учета связи между проводами и тросами, погрешность в результатах расчета составляет больше, чем в 1,5 раза.

Для моделирования импульсной короны на проводах и тросах линия разбивалась на отрезки длиной /,. Как только напряжение начала короны превышает допустимое значение, включается дополнительная сосредоточенная динамическая емкость С„ -1к значение которой

зависит от напряжения на соответствующем участке линии С„ = /(Щ Длину участка линии 1к достаточно принять равной 50 - 70 м. Кроме этого степень влияния импульсной короны зависит от длины пробега волны перенапряжения. Таким образом, импульсная корона оказывает существенное влияние на результаты расчёта грозоупорности ВЛ, особенно сильно она сглаживает грозовые перенапряжения с короткими фронтами (см. рис. 1).

и, кВ

1200

и, кВ

1100 1000 900 800 700 600 500 400 300 200

; ; /

1 1 / 4/ !

1 1 / \

4-Л-- ---

-■и

7 '< —Уг- ---- ----

1 :

3 3.5 /, МКС

а) Длина фронта импульса молнии 1,2 мкс

б) Длина фронта импульса молнии 8 мкс

Рис. 1. Напряжения на нижней гирлянде изоляторов опоры с учётом (пунктирная линия) и без учета (сплошная линия) импульсной короны.

Напряжение на проводе складывается из напряжения, вызванного ударом молнии, и рабочего напряжения. Удар молнии в линию может произойти при любом мгновенном значении фазного напряжения. Рабочее напряжение можно рассматривать как постоянное во времени, в силу того, что переходные процессы заканчиваются полностью за время равное г = 100-200 мкс.

Расчёты при разных мгновенных значениях рабочего напряжения показали, что оно изменяет величину на 15-20 % (в зависимости от сопротивления заземления опоры) (см. рис. 2).

Наибольшее количество отключений происходит тогда, когда на проводе нижней фазы мгновенное значение напряжения имеет полярность, противоположную полярности молнии Ц =30").

Удар молнии может прийти в любую случайную точку в пролёте, поэтому расчет числа обратных перекрытий для двух пограничных точек удара молнии: в трос в середину пролета и в вершину опоры, без учета промежуточных точек в пролете, приводит к занижению результата приблизительно на 10-¡-25 %.

Определение минимального количества опор в модели является важным вопросом. Отражённые волны от соседних опор существенно снижают величину напряжения на гирляндах изоляторов поражённой опоры, поэтому количество отключений, рассчитанное с учетом только одной опоры, будет завышенным.

' ч И ' .'I Ж im SO i j '>. о 30 Efl 30 110 IM 1-х L'.J Jl'. j": 3L0 1. >

»> С'лгвшяииг tattmmm аиор 20 Ом r>) C'i<r«M>MW naeximm <my 100 Ou

Рис.2. Зависимость количества грозовых отключений от угла

Хотя за счёт стекания тока в землю на соседних опорах и потерь при распространении волн перенапряжений за счет импульсной короны, а также сопротивления проводов и грунта, напряжение на гирляндах изоляторов опор, удалённых от места удара молнии, будет существенно ниже, чем в месте удара. Расчёт моделей линий с разным количеством опор показал, что глубину распространения грозового перенапряжения в ВЛ можно оценить 4-6 опорами. С увеличением количества опор в модели ВЛ больше 6, точность результата расчета увеличивается не более чем на 1,5-2 %.

По результатам расчетов для моделей с различными схемами замещения опор ВЛ было определено, что достаточно использовать схему замещения опоры, учитывающую индуктивности тела опоры между траверсами, которые не оказывают влияния на конечный результат.

Значение погонной индуктивности тела опоры ¿mv зависит от типа опоры и обычно находится в пределах от 0,5 мкГн/м (металлическая опора с оттяжками) до 1,5 мкГн/м (портальная деревянная опора). Как показали результаты расчета, значение L начинает оказывать влияние на суммарное количество грозовых отключений, если оно превышает Lml. =1,1 мкГн/м.

Напряжение на опоре, поражённой молнией, содержит кроме падения напряжения на сопротивлении заземления и индуктивностях тела опоры, ещё одну составляющую, вызванную индуктивной связью между каналом молнии и телом опоры. Коэффициент взаимной индукции описывается выражением Мом = М|,м h, где М('ц = 0,2 мкГн/м - погонная взаимная индуктивность, h — длина участка тела опоры. Учёт этой взаимосвязи несколько снижает напряжение на линейной изоляции поражённой опоры и вклад такого снижения напряжения в суммарное количество грозовых отключений ВЛ не превышает 10-12%.

В третьей главе для выбора оптимального варианта грозозащиты BJI 35-110 кВ был выполнен расчет при традиционных способах грозозащиты для последующего сравнения полученных результатов с результатами при нетрадиционных способах грозозащиты с применением ОПН.

Для анализа грозозащиты линий при традиционных способах по ПУЭ варьировались факторы, оказывающие влияние на количество отключений линий. Для расчетов показателя N,„„„ было принято базисное удельное число грозовых отключений Na на 100 км длины линии и 100 грозовых часов в год, и без учета успешного АПВ. Для других длин линий 1т, других чисел грозовых часов Тч и вероятности успешного срабатывания АПВ РАив, N0IKI можно пересчитать по формуле:

" 100 100 ^ 100 100 т)

Расчет грозозащиты произведен по методике, описанной во второй главе для 5 опор 35 кВ и 6 опор 110 кВ.

С ростом высоты опоры увеличивается число прямых ударов молнии (ПУМ) в линию приблизительно в 2 раза, т.к. оно прямо пропорционально зависит от числа грозовых отключений линии.

Существенным фактором, влияющим на число грозовых отключений линий, является сопротивление заземления опор Яо,,. Потенциал всей опоры и напряжение на гирляндах изоляторов при ударах молнии в ВЛ как раз и зависят от падения напряжения на Я,,,,. Значение Я„„ зависит от конструкций заземляющих устройств опор, удельной проводимости грунта и его влажности и др. Величина Я,,,, в расчете принимается усредненной по всей длине линии.

Увеличение длины пролета между опорами ВЛ приводит к провесу проводов и тросов, что влечет за собой уменьшение коэффициента связи между ними и вместе с тем увеличивает значение приблизительно на 20%, так как при длинных пролетах отраженные волны от соседних опор приходят с большим запозданием и снижают напряжение на гирляндах изоляторов.

С увеличением количества изоляторов увеличивается напряжение, приводящее к перекрытию гирлянды, а вместе с тем растет расстояние между тросом и верхним фазным проводом, что приводит к снижению связи между ними. Из рисунков 3 и 4 можно сделать вывод о том, что мероприятие по усилению изоляции, а именно добавление к гирлянде одного изолятора, снижает количество грозовых отключений примерно на 10%. Следует отметить, что такой способ повышения грозоупорности линии экономически нецелесообразен, технически сложен вследствие увеличения механической нагрузки на опоры.

к„„, Ом

Рис. 3. Зависимость количества отключений двухцепной линии 35 кВ от длины гирлянды при различных Я,,,,: 1 - 3 изол. хПФб-Б; 2-4 изол. хПФб-Б; 3-5 изол. хПФб-Б; 4-6 изол. хПФб-Б.

к,,,,, о™

Рис. 4. Зависимость количества отключений двухцепной линии 110 кВ от длины гирлянды при различных Я0||:

1 - 6 изол. хПФб-Б; 2-7 изол. хПФб-Б; 3-8 изол. хПФб-Б; 4-9 изол. хПФб-Б.

Проанализировано влияние числа и расположения грозозащитных тросов на количество грозовых отключений линий 35 и 110 кВ. Расчеты показали, что:

1. при расположении троса на уровне нижних фаз без грозозащитного троса на вершине опоры все удары, не пришедшие на опоры ВЛ, попадают в фазные провода, вследствие чего количество отключений от ударов молнии в фазный провод возрастет на порядок, что в значительной мере повышает суммарное число грозовых отключений. Количество грозовых од-ноцспных отключений при таком расположении троса, по сравнению с линией с тросом на вершине опоры, возрастает приблизительно в 2-5 раз для всех рассматриваемых в диссертации опор.

Сооружение троса на уровне нижних фаз несколько повышает коэффициент связи между тросом и нижними проводами, что приводит к повышению уровня напряжения на верхних гирляндах изоляторов и снижению на нижних, а вместе с тем к снижению количества отключений от ударов молнии в вершину опоры. В общем случае, эксплуатация линии с тросом на уровне нижних фаз даже при малых Лм, без защитных аппаратов недопустима из-за большого количества отключений ВЛ.

2. при расположении одного троса на вершине опоры и одного троса на уровне нижних фаз - этот метод в отличие от метода, представленного в п.1, лишен большого количества грозовых отключений вследствие ударов молнии в фазные провода. За счет наличия троса внизу увеличивается коэффициент связи между проводами, и возрастает доля отводимого тока от пораженной молнией опоры. Уменьшаются волновые сопротивления фазных проводов, и уменьшается общее волновое сопротивление двух тросов.

3. при расположении одного троса на вершине опоры и двух тросов на уровне нижних фаз увеличивает грозоупорность линии больше, чем сооружение одного троса по п. 2, так как возрастает коэффициент связи между проводами и доля тока отводимого от пораженной опоры, снижается количество грозовых отключений от сопротивления заземления опор для опор 35-110 кВ.

Для всех рассмотренных линий, при различных мероприятиях по грозозащите, связанных с применением дополнительных тросов, усиления гирлянды изоляторов годовое число грозовых отключений превышает допустимое (1 грозовое отключение в год) уже при сопротивлениях заземления Я,,,, больших 20 - 25 Ом. Поэтому для повышения грозоупорности ВЛ

35-110 кВ требуется применение нетрадиционных способов, одним из которых является установка ОПН на ВЛ.

В четвертой главе были выполнены расчеты по грозозащите линий с помощью нетрадиционных способов при установке ОПН.

Ограничитель, установленный на опоре, имеет свою «зону защиты» - это участок линии по обе стороны от опоры с установленным ОПН, на котором благодаря его установке уменьшается число грозовых отключений. Однако в настоящее время нет однозначного ответа на вопрос о ширине такой зоны и о минимально допустимом расстоянии между ограничителями на линии.

В диссертационной работе для определения наиболее эффективного места установки ОПН на линии был произведен ряд расчетов с различными местами установки аппаратов. Анализ результатов показал, что наиболее эффективной является установка ОПН на нижних фазах опоры, так как такая установка обеспечивает наибольшее снижение количества обратных перекрытий, нежели ОПН, установленные на верхних фазах, которые защищают линию от ударов молнии в фазный провод.

Для решения задачи о нахождении минимального расстояния в работе для усовершенствования расчета «зоны защиты» ОПН, был осуществлен переход от усредненного количества отключений по всей длине линии к распределению отключений по длине линии. Количество грозовых отключений Мотк1 неравномерно распределено по длине линии и поэтому оно рассматривается как функция от координаты х {!^ота=/(х)), которая лежит в пределах от начала линии до ее конца (0 до Ьт„). Данную функцию Ыотк,=/(х) называют эпюрой количества грозовых отключений (см. рис. 5).

^отк1=/0л шО

Рис. 5. Эпюра количества грозовых отключений с высоким сопротивлением заземления одной из опор (вертикальными линиями показаны места расположения опор с номерами).

Были выполнены расчеты по определению «зоны защиты» ОПН, ширина этой зоны зависит во многом от параметров участка линии, на котором установлен ОПН. С ростом значения Ron, «зона защиты» ОПН увеличивается как для двухцепных, так и для одноцепных перекрытий из-за уменьшения снижения части тока молнии отводимой в землю каждой опорой линии. «Зона защиты» ОПН от двухцепных перекрытий несколько шире (см. рис.6).

В общем случае «зону защиты» ограничителя можно оценить в 650 - 800 и не превышает 2 опор.

Рис. 6. «Зона защиты» ОПН при К„„=20 Ом (1) и ^„=100 Ом (2): — — - одноцепные отключения; —. двухцепные отключения.

Выполнен ряд расчетов частоты расстановки ОПН на линии при бестросовой грозозащите. Выяснено, что причиной слабой защиты линии без грозозащитных тросов является то, что большая доля отключений вызвана ударами молний в фазный провод и в ряде случаев вызывает перекрытие линейной изоляции. Защитная зона ОПН при отсутствии грозозащитных тросов не превышает одной опоры, как в случае одноцепных перекрытий, так и в случае двухцепных перекрытий.

В работе выполнен расчет количества грозовых отключений ВЛ 35-110 кВ, питающих предприятия нефти и газа, при различных схемах, частоте расстановки ОПН и разных сопротивлениях заземления опор. Для расчетов грозозащиты ВЛ главным определяющим параметром является грозовая активность в районе прохождения ВЛ, которая была принята 40 грозовых часов в год и при условии, что сопротивление заземления опор одинаково. Расчеты производились при наличии грозозащитного троса и без него, и выяснено, что при высоких требованиям к надежной работе линий необходимо устанавливать ОПН на каждой опоре.

Так как параметры ВЛ резко неоднородны по всей длине линии, то необходимо осуществлять поиск мест установки ограничителей, задаваясь реальными параметрами ВЛ без их усреднения и распространения усреднённых параметров на все опоры линии. Величина сопротивления заземления опор для одной линии может колебаться от 1 до 100 Ом. На рис. 7 как раз показано распределение количества грозовых отключений, где пики соответствуют либо местам локального повышения грозовой активности, либо высоким значениям К(Н1.

0.45 0.4 0.35 0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05

Д. Ал

±

Рис. 7. Эпюра числа грозовых отключений реальной линии.

Был произведен расчет энергоемкости ОПН, из которого определено, что в более тяжелых условиях по энерговыделению находится ОПН, установленный на нижних фазах. При ударе молнии в вершину опоры в ограничителе выделяется больше энергии, чем при ударе в трос. Выделяемая энергия в ОПН зависит не только от максимального тока молнии, но и от длины фронта и волны ее импульса. Выделяемая энергия в ОПН зависит не только от максимального тока молнии, но и от длины фронта и волны ее импульса. Выделяемая энергия в ОПН зависит не только от максимального тока молнии, но и от длины фронта и волны ее импульса. Из-за того, что значения этих характеристик являются случайными величинами, то необходима вероятностная оценка величины выделяемой энергии в ОПН. На рис. 8 приведены графики вероятности Р выделения энергии в ограничителе при наличии троса на вершине опоры при разных сопротивлениях заземления опор BJI 35 и 110 кВ, из которого видно, что большие значения Ron приводят к более жестким требованиям к выбору класса энергоемкости аппарата.

Р, o.e. Р, o.e.

а) для ВЛ 35 кВ б) для ВЛ НО кВ

Рис. 8. Вероятность выделения энергии в ОПН: 1 - при Я(„,^25 Ом; 2 - при Я,,„-50 Ом; 3 - при ^,„=75 Ом; 4 - при Япи=100 Ом.

В пятой главе произведено технико-экономическое обоснование целесообразности использования ОПН на ВЛ 35-110 кВ, питающих нефтепромысловых потребителей. Расчет был произведен для трех вариантов грозозащиты для одноцепных, так и для двухцепных линий. По величине годовых приведенных затрат наиболее выгодным является вариант, когда на двух верхних фазах линии устанавливаются подвесные ограничители перенапряжений, а на уровне нижних фаз сооружается один грозозащитный трос. Наиболее невыгодным является вариант, являющийся базовым - с одним грозозащитным тросом над верхними проводами и без применения ОПН.

В заключении приводятся основные результаты диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Анализ аварийных грозовых отключений как одноцепных, так и двухцепных ВЛ 35110 кВ в нефтяной и газовой промышленности, показал, что повышение показателя надежной работы названных линий является весьма актуальной задачей и представляет собой ком-

плекс специальных средств и мероприятий. Для повышения эффективности грозозащиты в данной диссертации наглядно показано, что применение традиционных способов по улучшению грозоупорности BJI 35-110 кВ, определенных в ПУЭ [1] и Руководстве по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений [2] (сооружение тросов с углом защиты не более 30°-35°, обеспечение сопротивления заземления опор не более 10-20 Ом, обеспечение необходимой импульсной прочности гирлянды изоляторов, АПВ), является неэффективным. Поэтому в данной работе предпочтение отдается нетрадиционным способам: установке ОПН на опорах BJ1; усилению изоляции линий; монтажу дополнительного грозозащитного троса; в некоторых случаях бестросовой грозозащите линий.

2. Для усовершенствования расчетной методики грозозащиты двухцепных BJI 35 и 110 кВ в диссертации в пакете визуального программирования Simulink был создан ряд моделей, позволяющий производить расчет переходных процессов, протекающих в BJI при ударах в неё молнии, и определять интегральный показатель надёжности грозозащиты - годовое число грозовых отключений NomKl. При помощи достаточно подробной модели воздушной линии в грозовом режиме варьировались расчётные параметры BJ1, некоторые из них впервые, для оценки степени их влияния на результаты, что позволило сделать следующие выводы:

а) для моделирования и обеспечения точного результата расчета грозозащиты достаточно использовать схему замещения опоры, учитывающую индуктивности тела опоры между траверсами (причем индуктивности траверс и ёмкости тела опор на землю не дают значительного (более 5%) уточнения результата расчетов);

б) для моделирования ударов молний в BJI, достаточно рассматривать участок BJ1, состоящий из 6 опор;

в) значительное влияние на результаты оказывают: коэффициенты связи между проводами, импульсная корона и потери в земле после возникновения волн грозовых перенапряжений;

г) в наибольшей степени на число грозовых отключений оказывают влияние высота опоры и импульсное сопротивление заземляющего устройства опоры;

д) увеличение длины пролёта между опорами (/,()) для BJ1 35 кВ от / =350 м до

1пр =450 м и для В Л 110 кВ = 400 м до /,,;)=500 м увеличивает число грозовых

отключений до 20%, а усиление гирлянды на один изолятор снижает число отключений на -10%. Марки проводов и тросов, удельное сопротивление грунта и отклонение гирлянды изоляторов незначительно влияют на значение N ;

е) практически не влияет на конечное значение Ni:ma изменение погонной индуктивности тела опоры в пределах от 0,5 до 1,1 мкГн/м при сопротивлении заземления опор более 35 Ом. Учёт же взаимной индуктивности между телом опоры и каналом молнии изменяет число отключений линии не более чем на 11%;

ж) наибольшее количество отключений происходит при полярности рабочего напряжения нижней фазы на опоре, противоположной полярности тока молнии (% = 30°);

з) в моделях использовался логнормальный закон распределения, который даёт большее число отключений при расчёте вероятностей амплитуд токов молнии и скоростей их нарастания, по сравнению с законом распределения по Вейбуллу. Для построения КОТ достаточно использовать 3 значения тф.

3. Анализ результатов расчёта по разработанным моделям, описанным выше, показали, что при невысокой грозовой активности Г„ < 20 часов и сопротивлениях заземлений опор менее 15 Ом традиционные и нетрадиционные методы грозозащиты ВЛ дают приблизительно одинаковые результаты, а в остальных случаях необходимо повышение грозоупорности ВЛ 35-110 кВ при помощи нетрадиционных способов, результаты расчета которых позволяют сделать следующие выводы:

- наиболее эффективным местом установки ОПН на опоре с тросом на вершине являются нижние гирлянды изоляторов. Если ВЛ эксплуатируется без тросов на вершинах опор, то ОПН должны быть установлены на верхних фазах каждой опоры;

- установка троса под нижними фазами и с тросом на вершине опоры по сравнению с установкой троса только под нижними фазами увеличивает уровень грозоупорности линии приблизительно в 3 раза. Установка двух тросов под нижними фазами с тросом на вершине опоры приводит к ещё большему снижению и увеличению грозоупорности линий

вследствие увеличения коэффициента связи между проводами и доли тока, отводимого от пораженной опоры.

4. Частота установки ОПН вдоль ВЛ была определена при осуществлении перехода от усреднённого количества грозовых отключений к неоднородному распределению отключений по длине линии. Наибольшее снижение отключений происходит на опоре с установленным ОПН, а снижения на соседних опорах зависит от сопротивлений заземлений опор, длин пролётов и др. «Зона защиты» ограничителя, как показывают результаты расчета, невелика и составляет не более 2 опор.

Однако параметры ВЛ по всей длине линии резко неоднородны, поэтому необходимо осуществлять поиск мест установки ограничителей, задаваясь реальными параметрами ВЛ.

5. Целесообразность и эффективность установки ОПН на ВЛ 35-110 кВ оценена не только с технической точки зрения, но и с экономической.

По теме диссертации опубликованы работы:

1. Халилов Ф.Х., Попова Ю.С. Ограничение перенапряжений в электрических сетях нефтяной и газовой промышленности // Научно-технический, информационно-аналитический и учебно-методический журнал «Энергобезопасность и энергосбережение». -2010. -№1,-С. 5-9.

2. Попова Ю.С., Серебренников Д.С. Результаты расчетов грозозащиты BJ1 35-220 кВ, питающих предприятия нефти и газа, с помощью традиционных способов // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия «Технические науки». - 2011. -№2(30). - С. 254-257.

3. Боровских А.Н., Попова Ю.С., Колычев A.B., Халилов Ф.Х. Результаты полномасштабных испытаний ОПН-500 кВ подвесной конструкции // Производственно-технический журнал «Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность». - 2010. - № 2. - С. 49-52.

4. Колычев A.B., Попова Ю.С., Халилов Ф.Х. Современное состояние и перспективы развития производства нелинейных ограничителей перенапряжений 0,22-750 кВ в России // Производственно-технический журнал «Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность». - 2009. - № 5. - С. 20-23.

5. Колычев A.B., Попова Ю.С., Титков В.В., Халилов Ф.Х. Ограничители перенапряжений высокого напряжения подвесной конструкции // Ежемесячный производственно-массовый журнал «Энергетик». - 2010. - № 1. - С. 37-39.

6. Боровских А.Н., Попова Ю.С., Колычев A.B., Халилов Ф.Х. Полномасштабные испытания нелинейных ограничителей перенапряжений 500 кВ подвесной конструкции // Научно-технические ведомости СПбГПУ. - 2009. - №2. - С. 69-72.

7. Халилов Ф.Х., Попова Ю.С., Хохлов Г.Г. Обоснование установки ОПН на ВЛ 35-110 кВ в нефтяной и газовой промышленности // Труды Кольского научного центра РАН «Энергетика». - Апатиты, 2011. - Вып.2. - С. 118-127.

8. Колычев A.B., Попова Ю.С., Титков В.В., Халилов Ф.Х., Шилина H.A. Ограничители перенапряжений ОПН 35-500 кВ подвесной конструкции // Сборник научных трудов «Моделирование переходных процессов и установившихся режимов в высоковольтных сетях». - Апатиты: Изд-во Кольского научного центра РАН, 2008. - С. 118-122.

9. Гордиенко А.Н., Новоселов Ю.Б., Свергин A.A., Танаев А.К., Попова Ю.С. Грозозащита двухцепных ВЛ 110 кВ системы электроснабжения предприятий нефти и газа // Перенапряжения и надежность эксплуатации электрооборудования - СПб.: ПЭИПК, 2008. - Вып. 6. - С. 22-29.

Подписано в печать 07.10.2011. Формат 60x84/16. Печать цифровая. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100. Заказ 8168Ь.

Отпечатано с готового оригинал-макета, предоставленного автором, в типографии Издательства Политехнического университета. 195251, Санкт-Петербург, Политехническая ул., 29. Тел.: (812) 550-40-14 Тел./факс: (812) 297-57-76

Введение

Оглавление

1. Современное состояние исследуемого вопроса и постановка задачи диссертационной работы.

1.1. Методика расчета годового числа грозовых отключений двухцепных ВЛ 35 кВ.

1.2. Методика расчета годового числа грозовых отключений двухцепных ВЛ 110кВ.

1.3. Анализ аварийных грозовых отключений ВЛ 35и 110кВ.

1.4. Современное состояние грозозащиты двухцепных ВЛ 35 и 110 кВ.

1.5. Обзор альтернативных способов грозозащиты двухцепных ВЛ 35 и

110 кВ.

1.6. Выводы по главе и задачи диссертационной работы.

2. Методика компьютерного моделирования ударов молнии в линии 35-110 кВ.

2.1. Воздействие волн грозовых перенапряжений в фазный провод и в трос.

2.1.1. Определение импульса тока молнии.

2.1.2. Модель многопроводной линии и учет потерь в земле.

2.1.3. Моделирование импульсной короны.

2.1.4. Учет рабочего напряжения.

2.1.5. Волновое сопротивление канала молнии.

2.1.6. Распределение ударов молнии по длине пролёта.

2.2. Электрофизические процессы в опоре и их моделирование.

2.2.1. Моделирование нескольких опор ВЛ в расчетной модели.

2.2.2. Модель опоры.

2.2.3. Погонная индуктивность тела опоры.

2.2.4. Индуктированное напряжение на теле опоры.

2.2.5. Моделирование перекрытия линейной изоляции.

2.2.6. Моделирование ОПН.

2.2.7. Кривая опасных токов (КОТ) и расчет вероятности перекрытия линейной изоляции.

2.2.8. Моделирование заземляющего устройства опоры линии.

3. Результаты анализа грозозащиты одно- и двухцепных линий 35-110; кВ при защите их традиционными методами. ЮЗ

3:її Исходные данные для расчета.:. 103;

3.2. Влияние сопротивления,заземления опор.

ЗіЗ; Влияние уровня линейной; ИЗОЛЯЦИИ.

3.4; Влияние варьирования числа'и расположения грозозащитных: тросові на количество грозовых отключений;.

3.5. Выводы по главе.

4. Результаты расчета и анализ грозоупорности одно- и двухцепных линий 35-110 кВ при защите их нетрадиционными способами.

4.1. Задачи грозозащиты ВЛ с использованием ОПН;.

4.2. Определение оптимального места установки ОПН на опоре.

4.3. Оценка частоты расстановки ОПН на ВЛ.

4.3.1. Установка ОПН на ВЛ?35-110 кВ совместно с грозозащитным тросом на вершине опоры.

4.3.2. Бестросовая защита ВЛ 35-110 кВ при установке ОПН.134'

4.4. Энергоемкость ограничителей, устанавливаемых на ВЛ 35-110 кВ.

4:5. Выводы по главе.

5. Технико-экономическое сопоставление вариантов грозозащиты

5.1. Методика ТЭО и исходные данные.

5.2. Результаты расчетов и ТЭО вариантов.

Производство энергоресурсов и, прежде всего, нефти и газа, а также рациональное потребление электроэнергии является основой высокого уровня жизни и эффективной экономикой. Добыча, транспорт нефти и газа обладают сложным технологическим процессом [43-45].

Нефтедобыча в нашей стране является важнейшей отраслью промышленности, поэтому неприемлемый показатель, надежности грозозащиты приводит к серьезным финансовым потерям: грозовые отключения« линий И'повреждение электрооборудования подстанций приводят к нарушению технологии в отрасли, недоотпуску электроэнергии. Они также связаны и с ре-монтно-восстановительными работами' изоляционных конструкций и других элементов системы электроснабжения. Поэтому к системе электроснабжения предъявляются жесткие требования [46-48].

При эксплуатации электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения предприятий нефти и газа на изоляцию электрооборудования и линий (в том числе кабельных) воздействуют длительное рабочее напряжение, а также кратковременные грозовые и внутренние перенапряжения.

Из внешних (грозовых) перенапряжений сетей низкого (до 0,5 кВ), среднего (1-35 кВ) и высокого (110-220 кВ) важное значение имеют не только прямые удары молнии на линии и подстанции, но и удары вблизи объектов и межоблачные удары. Из внутренних перенапряжений наибольшую опасность для изоляции представляют дуговые и коммутационные перенапряжения, возникающие при перекрытиях с токоведущих частей на землю, а также при коммутациях элементов подстанций, цепей сигнализации и блокировки.

Вследствие перечисленных выше перенапряжений изоляция электрооборудования повреждается либо сразу, либо стареет вследствие кумулятивного эффекта и раньше гарантированного срока выходит из строя.

До сих пор одной из важнейших задач электроэнергетики в области усовершенствования расчетной методики защиты от перенапряжений является обеспечение грозозащиты двухцепных воздушных линий электропередачи 35 и 110 кВ и повышение надежности эксплуатации этих линий при поражениях молнией.

Большинство линий 35-110 кВ на месторождениях нефти и газа исполнены в двухцепном варианте, при этом грозоупорность таких ВЛ в целом ниже грозоупорности одноцепных линий.

Традиционные мероприятия по грозозащите ВЛ 35-110 кВ и выше, в том числе в нефтяной и газовой промышленности, рекомендуемые ПУЭ [1], предусматривают следующие мероприятия:

1. сооружение грозозащитных тросов с углами защиты не более 25°-35®;

2. обеспечение необходимого уровня линейной изоляции;

3. обеспечение сопротивления заземления опор не более К3=10-20 0м в районах с удельным сопротивлением грунтов рг не более 500 Ом м и

Кзр - Я3л]р; /500 - в районах с р, более 500 Ом-м.

Также к этим мероприятиям косвенно относится и применение автоматического повторного включения (АПВ).

Применение традиционных мероприятий в ряде случаев не дает желаемого результата [2, 5, 6] (приемлемой величины допустимого числа грозовых отключений при заданных грозовой интенсивности и длине линий)-и поэтому предпочтение отдается нетрадиционным способам грозозащиты В Л 35-110 кВ.

Возможными областями применения нетрадиционной грозозащиты воздушных линий могут являться:

- участки воздушных линий с локальной повышенной грозопора-жаемостью;

- двухцепные линии с вертикальной подвеской проводов;

- высокие переходные пролеты через реки, заливы, ущелья и другие преграды по трассе ВЛ;

- участки ВЛ в гололедноопасных районах, где применение грозозащитных тросов нецелесообразно;

- в некоторых районах со сверхвысоким удельным сопротивлением грунтов {рг> 10000-15000 Ом-м).

Основным элементом нетрадиционного способа грозозащиты ВЛ является нелинейный ограничитель перенапряжений - ОПН. При этом наибольший эффект в величине показателя надежности грозозащиты ВЛ будет иметь место при установке названных аппаратов на каждой опоре и на всех фазах В Л (например, на всех шести фазах двухцепнот линии). Однако из-за достаточно большой стоимости' ОПН' даже подвесного варианта (между фазными проводами и опорой, например, параллельно гирляндам изоляторов) такие защиты нецелесообразны. Могут быть рекомендованы и иные, более экономичные нетрадиционные варианты грозозащиты В Л 35 и 110 кВ. Из нетрадиционных способов грозозащиты, предпочтение дается способу установки на ВЛ подвесных нелинейных ограничителей перенапряжений и сооружению тросов не над верхними фазами, а на уровне нижних фаз.

Определенные технико-экономические преимущества могут дать длинно-искровые разрядники [7-9], которые в ряде случаев» позволяют отказаться от грозозащитных тросов и обеспечить требуемую величину показателя« надежности грозозащиты ВЛ за счет значительного снижения вероятности перехода импульсного перекрытия изоляции в устойчивую дугу тока короткого замыкания. Однако эти разрядники главным образом освоены для линий 6-10 кВ; а дооь линий 35-110 кВ они находятся на стадии опытной'разработки, и эксплуатации.

Актуальность темы диссертации в первую очередь определяется ее значимостью в области грозозащиты двухцепных В Л 35 и 110 кВ предприятий, нефти и газа, а именно-повышению надежности эксплуатации этих линий при поражениях молнией, а также усовершенствованию расчетной методики защиты от перенапряжений при использовании нетрадиционных методов грозозащиты.

4.5. Выводы по главе

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы: - при установке ОПН, наибольшее снижение отключений происходит на опоре с установленным аппаратом. Степень снижения моткл на соседних опорах зависит от многих параметров линии: сопротивлений заземлений опор, длин пролётов и т.д., но в общем случае «зона защиты» ограничителя невысока и не превышает 2 опор;

- при эксплуатации ВЛ без тросов на вершинах опор, ограничители должны быть установлены на верхних фазах каждой опоры.

Так как параметры ВЛ резко неоднородны по всей длине линии, то необходимо осуществлять поиск мест установки ограничителей, задаваясь реальными параметрами ВЛ без их усреднения и распространения усреднённых параметров на все опоры линии.

5.1. Методика ТЭО и исходные данные

Как отмечалось в предыдущих главах, повышение показателя надежности грозозащиты линий 35-110 кВ может быть достигнуто:

-. посредством уменьшения импульсного сопротивления заземления: опор; ,

- путем усиления изоляции линий; '

- посредством установки на опорах линии ОПН; •

- сооружением на линии дополнительных грозозащитных тросов:

Каждый из перечисленных способов ^улучшения грозозащиты линий сопряжен ' с определенными техническими трудностями; и капитальными, затратами, издержками иущербами:.

Усиление: изоляции ВЛ путем- увеличения числа изоляторов должно быть в разумных пределах: Это • объясняется увеличением:механической нагрузки на опоры и, главным образом, возможностью уменьшения изоляцион- ' ного расстояния между проводами и стойкой опоры при боковом ветре. Кроме того, для выполнения этих работ по усилению изоляции. необходимо неоднократно отключать линию.

Для установки ограничителей перенапряжений на опорах следует выполнять ряд работ, связанных с их монтажом- Для этого также следует неоднократно отключать линию.

При анализе возможности отказа от грозозащитных тросов не исключается это сделать без^установгагОИН: Однако в этом случае будет возрастать «нагрузка» на выключатели; с: точки зрения их коммутации, которые устанавливаются на концах линии, то. есть на подстанциях. Это зависит от величин токов короткого замыкания. Если токи короткого замыкания соизмеримы с рабочими токами, то это обстоятельство в значительной степени облегчает условия работы выключателей по концам линии.

Монтаж троса также связан с большими техническими трудностями, связанными с отключением ВЛ.

Из [32] известно, что условием сопоставимости вариантов (в том числе вариантов грозозащиты) является тождественность их конечных результатов для энергетического предприятия. В' общем случае любой вариант того или иного технического решения характеризуется основным производственным эффектом (в.энергетике - передаваемой мощностью электроэнергии); сопутствующим производственным эффектом, объемом, капитальных вложений, необходимых для реализации варианта, ежегодными издержками и дополнительными качественными показателями (надежность, долговечность, объемы используемых материальных ресурсов, воздействие на окружающую среду, социальный эффект и т.д.) [33]. При, сравнении-предпочтение отдается тому варианту, который имеет минимум годовых приведенных затрат.

Линии и; подстанции 35 и 110 кВ относятся к объектам, сроки строительства которых не превышают одного календарного года. Поэтому выбор оптимального варианта производится' по простой формуле годовых затрат без учета временного омертвления капитала, возникающего в случае многолетнего' строительства

3, = ЕНК, +И,-+тт, (5.1) где К1 — капитальные вложения на /—й вариант, руб;

И1 — ежегодные издержки-на /-й вариант, руб/год;

Ен — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (норма доходности).

Далее Е„ принимается приблизительно равным 0,1.

Варианты грозозащиты, как правило, относятся к одному и тому же элементу, например, подстанции или линии, создают одинаковый производственный эффект. Сопоставление вариантов можно было бы осуществить путем уравнения надежности сравниваемых вариантов при помощи дополнительных технических решений в вариантах с меньшей надежностью. Соответствующие, дополнительные затраты в этом случае суммируются к основным затратам. Такой путь не всегда возможен, поскольку мероприятия, выравнивающие надёжность, как правило, изменяют производственный эффект. Поэтому при сопоставлении вариантов учитываются ущербы в стоимостном их выражении путем прямого учета ущербов энергетическому хозяйству от нарушения надежности; электроснабжения; потребителей. Эти: ущербы имеют статистический характер: Как было показано; применительно к сопоставлению ординарных (неуникальных) вариантов энергообъектов [34]; можно сравнивать эффективность большого числа аналогичных объект тов. В этом, случае на основании центральной предельной теоремы Ляпунова асимптотически можно учитывать математические: ожидания ущербов по сравниваемым вариантам: Пршэтом:формула-(5:1^) приобретает вид

Д=£,Д.-гЯ(+М(У)->шт,, (5:2) • где М(У) - математическое ожидание ежегодных дополнительных издержек.

При сравнении вариантов;« грозозащиты, в: дальнейшем принимаем в расчет лишь те дополнительные: составляющие капитальных затрат, которые могут быть различными. Поэтому следует учитывать, что приведенные в главе капитальные затраты являются неполными. Например, при организации, грозозащиты линий 35-110 кВ различными способами их придется часто отключать. Несмотря на наличие резерва^ такие отключения* создадут некоторые режимные «неудобства» энергосистеме, что в данных расчетах не учитывается. , ,.'.• .;'."• ' •:/ '-.-У' :■ :'

Сравниваемые: варианты отличаются защитой- от грозовых перенапряжений линии, поэтому для! них сопоставляются г лишь,соответствующие составляющие, годовых приведенных затрат. В дальнейших технико-экономических сравнениях пренебрегаем также влиянием установленной мощности подстанции ш самой линии на ущербы энергетическому предприятию У, так как сопоставляемые варианты схем грозозащиты относятся к одной и той же линии.

Капитальные вложения на грозозащиту линии определяются как сумма затрат на защитные аппараты Кза, грозозащитные тросы Кт и заземления опор К3:

Кг = КЗА + Кт + К3. (5.3)

Капитальные затраты на защитные аппараты КЗА складываются из стоимости ОПН К'ЗА, стоимости их монтажа КЗАМ и удорожания опор при установке аппаратов (например, монтаж дополнительной траверсы или конструкции на земле) КЗА у:

КЗА ~ КЗА + КЗАМ +КЗАУ (5-4)

Капитальные затраты на тросы можно найти из выражения: Кт = пт • АКТ • 1т + АК0(1Т -т0 +1) = ДАГ0(пт • АКТ +пт • ААГ0)/Г = АК0+АКТ -1Т, (5.5) где пт - число тросов;

АКТ - стоимость троса, включая монтаж, руб/км (см. табл. 5.4); 1Т - длина троса, км;

АК0 - дополнительное удорожание тросовой опоры по сравнению с опорой у без троса: АК0 =-ш-К0 +АКШ, где Утс, Уо— объем металла (дерева, железобеК тона) тросостойки и всей опоры соответственно; Ко — стоимость опоры с фундаментом; АКХМ — стоимость дополнительных монтажных работ по оборудованию опоры для крепления тросов (в расчетах принимается 10% от стоимости опоры с фундаментом).

Ежегодные издержки состоят из основных (по эксплуатации самого объекта) и сопряженных (в смежных отраслях хозяйства). Для средств грозозащиты ежегодные издержки содержат амортизационные отчисления (Иа) и заработную плату (И3). Амортизационные отчисления включают амортизацию тросов, ОПН, заземляющих устройств:

Иа=^К}=аК, (5.6)

7=1 Л где а - средняя норма амортизационных отчислений, а =0,07;

К - капитальные затраты.

Затраты на текущий и капитальный ремонт обычно составляют 100150% от амортизационных отчислений:

Итр + Икр = (1 —1,5) Иа. (5.7)

Издержки на заработную плату И3 эксплуатационного персонала зависят от среднегодового фонда на одного работающего И31, включая основную, дополнительную заработную плату и отчисления на социальное страхование, от штатного коэффициента Кш и установленной мощности

Р • у

И3=И31КШРУ. (5.8)

Таким образом,

И}=Иа + ИТР + Ию> + И3= аК} + (1-1,5)0^ + И3. (5.9)

По данным [35] и отчетным материалам энергосистем, а «0,04. Допускаем, что для различных вариантов грозозащиты одного и того же объекта И3 одинаковы, так как определяются штатным расписанием этого предприятия. В этих условиях формула (5.2) приобретает вид:

3, = EHK,+ai К, +М(У) = К,(ЕН +¿0+М(У) min . (5.10)

Ущербы энергетическому предприятию при грозовых повреждениях изоляции определяются как:

M(y) = ß3yP=KßßpyP, (5.11) где ß3 - эксплуатационная надежность грозозащиты объекта, 1/год; ßp - расчетная надежность грозозащиты, Угод; кр = ß31ßP ~ средний коэффициент пересчета ßp к эксплуатационному показателю надежности (среднему расчетному числу повреждений в год);

Ур - величина ущерба хозяйству при одном грозовом повреждении линии.

Величина ущерба народному хозяйству при одном грозовом повреждении электрооборудования определяется по формуле

УР=Мр+уАЖр, (5.12) где ЬШр - недоотпуск электроэнергии на одно грозовое отключение; у удельный ущерб на 1 кВт-ч недоотпущенной^электроэнергии; Мр - прямые затраты энергосистем' на ремонтно-восстановительные работы на одно грозовое повреждение.

5.2. Результаты расчетов и ТЭО вариантов

С учетом приемлемых способов грозозащиты линий 35-110 кВ принимаем для сравнения следующие рабочие варианты:

Вариант 1: Существующий в настоящее время способ грозозащиты с одним грозозащитным тросом.над верхними.проводами (при прочих равных условиях по величине сопротивления заземления-опор и по уровню ИЗОЛЯЦИИ' ВЛ);

Вариант 2: Грозозащитные тросы на ВЛ отсутствуют, на линии на верхних фазах установлены подвесные нелинейные ограничители перенапряжений (ПОПН).

Вариант 3: То же, что и в варианте 2, но при,сооружении грозозащитного троса на уровне нижних фаз.

Технико-экономические расчеты выполнялись при следующих условиях:

1. Стоимостные показатели по. опорам, заземлению опор, ОПН, тросам, приведенные в таблицах 5.1-5.5, предоставлены .сметным отделом компании ЗАО «РОСПРОЕКТ». Для расчетов были взяты линии длиной 100 км.

2. В вариантах 2 и 3 для защиты рассматриваемых линий 35-110 кВ ОПН установлены на верхних фазах на 68 опорах.

3. При расчетах удельное сопротивление грунтов вдоль трассы В Л принято равным 1000 Ом-м (см. табл. 5.3).

4. Эксплуатационный показатель надежности грозозащиты ВЛ определялся по опыту эксплуатации базисной линии в 2008-2009 гг.

5. Удельный ущерб на 1 кВтч недоотпущенной электроэнергии (у) определен по трем факторам: а) из-зи потери сырой нефти; б) из-за выхода из строя нефтяных скважин; в) из-за повреждения погружного центробежного насоса (погружного насоса).

1. Правила устройства электроустановок. 7-ое издание. СПб.: Издательство ДЕАН, 2008. - 704 с.

2. Руководство по защите электрических сетей 6—1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений» / Под научной редакцией академика РАН* H.H. Тиходеева. — 2-е изд. — СПб: издательство ПЭИПК Минтопэнерго РФ, 1999.

3. Информационное письмо ОАО «УЭУК» «Анализ итогов прохождения грозового, сезона 2003' года». Составитель Брыкин, Крылов1 Н.В., Сургут, 02:10.03.

4. Крыжановский-В.В., Новикова-А.Н., Шмараго О.В. Области рационального использования подвесных ОПН (ОПНЛ) для* повышения' грозозащиты BJP110 и 220 кВ. Там же.

5. Сви П.М. Контроль изоляции электрооборудования высокого напряжения М.: Энергоатомиздат, 1988.

6. Подпоркин Г.В., Сиваев А.Д.-, Патент №2096882 на изобретение "Линия электропередачи с импульным грозовым разрядником". Приоретет изобретения .17.11.95.

7. Подпоркин F.B:, Сиваев А.Д. Новая грозозащита линий электропередачи с помощью длинно-искровых разрядников // Энергетик. — 1997. № 3.

8. Подпоркин F.B., Пильщиков В.Е., Сиваев А.Д., Ярмаркин М.К. О грозозащите В Л 35-110 кВ длинно-искровыми, разрядниками антенного типа// Известия РАН'"Энергетика", ноябрь 2003.

9. Гиндулин Ф.А., Гольдштейн В.Г., Дульзон A.A., Халилов Ф.Х. Перенапряжения в сетях 6-35 кВ М.: Энергоатомиздат, 1986.1.. Александров Г.Н., Лысков Ю.И., Шевченко С.Ю. Грозоупорность бестросовых линий // Электричество, 1989. №11.

10. Техника высоких напряжений. Под редакцией Г.С. Кучинского — СПб: Энергоатомиздат, 2003.

11. Халилов Ф.Х., Гольдштейн ВТ., Гордиенко А.Н., Пухальский A.A. Повышение надежности работы электрооборудования и линий 0,4 110 кВ нефтяной промышленности при воздействиях перенапряжений -М.: Энергоатомиздат, 2006. — 356 с.

12. Бобров В.П., Гольдштейн-В.Г., Халилов Ф.Х. Перенапряжения и защита от них в электрических сетях 110-750 кВ. — М.: Энергоатомиздат, 2005. -216 с.

13. Новикова А.Н., Шмараго О.В., Лубков А.Н. и др. Модернизация системы грозозащиты двухцепной ВЛ 400 кВ ПС «Выборгская» — Госграница с использованием ОПН // Известия НИИ постоянного тока. 2007. - № 62. - С. 119-144.

14. Новикова А.Н., Шмараго О.В., Макашин Е.А. Эффективность схем грозозащиты ВЛ 110 кВ и выше с использованием ОПН: расчетные оценки и опыт эксплуатации // Известия НИИ постоянного тока. 2008. - № 63. - С. 136-158.

15. Данилов Г.А., Зубков-A.C., Боровицкий В.Г., Лошаков Ю.Е. Подвесные ОПН как средство повышения надежности работы воздушных линий электропередач (опыт применения) // Информационно-аналитический журнал «Энерго-Инфо». ноябрь, 2008. - №11 (23).

16. Справочник по электрическим установкам* высокого напряжения. 2-е издание. Под редакцией Баумштейиа И.А. / М.: Энергия, 1981.

17. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения 3-е издание. Под редакцией БаумштейнаМ.А. / М.: Энергия, 1989.

18. Гумерова Н.И., Малочка М.В. Влияние локальных импульсных сопротивлений заземлений опор на грозоупорность воздушной линии электропередачи // XXXVI неделя науки СПбГПУ. СПб.: Изд. Политехнического университета, 2008, С. 5 — 7.

19. Малочка M.B. Диссертация на соискание учёной степени магистра "Анализ грозовых перенапряжений на BJI 110-150 кВ с учётом характеристик опор". СПбГПУ, 2009.

20. Рябкова Е.Я. Заземления в устройствах высокого напряжения. — М.: . Энергия, 1978. 224 с.

21. Костенко М.В., Перельман JI.C., Шкарин Ю.П. Волновые процессы и'электрические« помехи^ в многопроводных линиях высокого напряжения / М.: 1971.

22. Гумерова Н.И:, Хохлов Г.Г. Алгоритм- определения напряжения в местеудара молнии в воздушную линию и в месте расположения опоры / С.: Апатиты, 2008.

23. Костенко. М.В:, Ефимов Б.В., Зархи И.М., Гумерова Н.И. Анализ надежности грозозащиты подстанций JL: Наука, 1981.

24. Зевеке Г.В., Ионкин И.А., Нетушил A.B., Страхов С.В. Основы теории-цепей: Учебник для вузов-М:: Энергоатомиздат, 1989. 528 с.

25. Хохлов Г.Г. Диссертация на соискание степени магистра «Грозозащита двухцепных ЛЭП 35-110 кВ с установкой ОПН на фазах», СПбГПУ, 2008.

26. Гмурман В.Е. Теория» вероятностей и математическая статистика: Учебник для вузов.- 10-е изд., перераб. и »доп. / Высш. шк., 2004.

27. Кадомская К. П. Теория вероятностей и её приложения к задачам электроэнергетики / К. П. Кадомская, М. В. Костенко, М. Л. Левинштейн; отв. ред. Н. Н. Тиходеев; Рос. акад. наук., Отд-ние физ.-техн. пробл. энергетики СПб. : Наука, 1992. - 376 с.

28. M.B. Костенко, Ю.М. Невретдинов, Ф.Х. Халилов. Грозозащита электрических сетей в районах с высоким удельным сопротивлением грунта Л.: Наука, 1984.-112 с.

29. Александров Г.Н. Ограничение перенапряжений в электрических сетях. Учебное пособие^— СПб: Издание центра подготовки кадров РАО «ЕЭС России» (СЗФ АО «ГВЦ Энергетики»), 2003 г.

30. ГОСТ Р 52725-2007. Ограничители перенапряжений нелинейные для электроустановок переменного тока напряжением от 3 до 750 кВ // М.: Стан-дартинформ, 2007.

31. Бахышев И:М., Волычев A.B., Халилов Ф.Х. Показатели грозоупор-ности ВЛ 500 кВ при установке на ней нелинейных ограничителей перенапряжений 500 кВ / 2010.

32. Уайтхед Э.Р. Грозозащиты линий электропередачи сверхвысокого напряжения / Доклады CIGRE. 1968.

33. Гайворонский A.C. Обоснование проектных решений по грозозащите BJI с применением линейных разрядников. Линии электропередачи 2008: проектирование, строительство, опыт эксплуатации и научно-технический прогресс / Новосибирск, 2008.

34. Кадомская К.П., Рейхердт A.A. Анализ токовых нагрузок ограничителей перенапряжений, устанавливаемых на опорах воздушных линий / «Электричество». 2000. - №3.

35. Атакишиев Т.А., Бабаев Р.В., Барьюдин A.A. и др. / Под ред. Т.А. Атакишиева. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов — М.: Недра, 1988.

36. Альбокринов B.C., Гольдштейн В.Г., Халилов Ф.Х. Перенапряженияiи защита от них в электроустановках нефтяной промышленности — Самара: Изд-во СамГТУ, 1997.

37. Иманов F.M., Пухальский A.A., Халилов Ф.Х., Таджибаев А.И. Защита электрических сетей предприятий нефти и газа от перенапряжений — СПб.: Изд-во Петербургского энерг.инст-та повышения квалиф-ции Минтопэнерго России, 1999.

38. Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий» нефтяной и газовой промышленности —М.: Недра, 1984.

39. Новоселов Ю.Б., Росляков1 В.П., Шпилевой В.А. Электрификация нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири — М.: Недра,, 1980:

40. Халилов Ф.Х., Гольдштейн В.Г., А.Н. Гордиенко, Пухальский A.A. Повышение надежности работы электрооборудования и линий 0,4-110 кВ нефтяной промышленности при воздействиях перенапряжений М.: Энерго-атомиздат, 2006.

41. Каталог фирмы-производителя ограничителей перенапряжений ОАО «Позитрон», 2010.

42. Костенко М. В. Обобщенное правило эквивалентной волны для многопроводных линий / Электричество. — 1985. №12. — С.16-21.

43. Халилов Ф.Х., Шилина Н.А. Технические и экономические вопросы грозозащиты двухцепных BJI 110-220 кВ'. Научный отчёт. СПбГПУ. - 2006.

44. Dommel D. C.Digital Computer Solution of Electromagnetic Transients in Single and Multiple Networks—Transactions on Power Apparatus and Sys4 terns-April 1969 388 399.

45. Working Group 01 (Lightning) of Study Committee 33 (Overvoltages and Insulation Co-ordination) Guide to procedures for estimating the lightning performance of transmission lines. — CIGRE. — October 1991.

46. Wagner I. G. «Hight-voltage impulse tests on transmission lines», 1954.

47. Manual E. T. Dommel, H. / 1986.

48. Networks D. C. Dommel, H. / IEEE® Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-88, No. 4, April, 1969.

49. The Bergeron Method A graphic method.for determining line reflections in transient phenomena / Texas Instruments, 1996.

50. Brown G.W. Lighting performance. I. Shielding failures simplfificd lighting performances. II. Updating'backflash calculation. IEEE Trans. PAS. Vol 97, Nil - 1978, 33-38, 39-52.

51. Дмитриев M.B. Применение ОПН для защиты изоляции BJI 6-750 кВ / СПб: Издательство Политехнического университета, 2009. 92 с.