От чего зависит удельное число отключений воздушных лэп

Грозозащита линий электропередачи

Степень грозоупсрности линий характеризуется удельным числом отключений , т. е. числом отключений за год линии длиной l=100 км вследствие грозовых перенапряжений при числе грозовых дней в году n=20 или грозовых часов в году n’=30. В приближенных расчетах удельное число отключений определяется с помощью защитного уровня линии . т. е. минимального значения амплитуды тока молнии, вызывающего перекрытие изоляции линии.

Грозозащита линий имеет целью уменьшить число отключений линии. Это достигается:

а) защитой линии от прямых ударов молнии тросовыми молниеотводами с целью уменьшить число перекрытий изоляции;

б) удлинением пути перекрытия путем применения деревянных опор или траверс, что несколько уменьшает число перекрытий изоляции и значительно уменьшает число отключений вследствие снижения вероятности перехода импульсного перекрытия в устойчивую силовую дугу;

в) защитой отдельных точек линии с ослабленной изоляцией (например, металлическая

опора на линии с деревянными опорами) трубчатыми разрядниками, гасящими дугу короткого замыкания и предупреждающими отключения линии;

г) применением АПВ как трехфазного, так и однофазного.

Рекомендуемые способы грозозащиты линий

а) Линии 150 кВ и выше всех типов и линии 110 кВ на металлических и железобетонных опорах защищаются тросовыми молниеотводами по всей длине.

Примечание. Для слабо грозовых районов с числом грозовых часов менее 10 в отдельных случаях допускается сооружение линий электропередачи 110-220 кВ без тросов.

Рис. 40-28. Расположение тросов на опоре.

Рис. 40-29. Удельное число отключений линий 110-150 кВ. Сплошные линии — 1 трос; пунктир — 2 троса; 1 — линии 110 кВ; 2 — линии 150 кВ.

Рис. 40-30. Удельное число отключений линий 220 кВ. 1 — одноцепные опоры с оттяжками; 2 — двухцепные опоры с одним тросом.

Рис. 40-31. Удельное число отключений линий 330 кВ. 1 — одноцепные опоры с оттяжками; 2 — двухцепные опоры с одним тросом.

Расположение тросов на опоре (рис. 40-28) выбирается таким образом, чтобы соблюдалось условие и угол a был по возможности малым (во всяком случае ).

Расстояние между проводами и тросами в середине пролета желательно принимать в соответствии с табл. 40-12 или на основании расчета. Эти расстояния целесообразно выдерживать, когда их соблюдение мало влияет на стоимость опор. При некотором уменьшении расстояний по сравнению с указанными возможны грозовые перекрытия в пролете. Однако опыт эксплуатации показывает, что при этом вероятность образования силовой дуги и отключения линии весьма мала.

Длина пролета, м

Расстояние между проводом и тросом в середине пролета, м

Зависимости удельного числа отключений линий 110-500 кВ на типовых опорах от импульсного сопротивления заземления опор приведены на рис. 40-29 — 40-32.

Рис. 40-32. Удельное число отключений линий 500 кВ. 1- одноцепные опоры с оттяжками; 2 — одноцепные портальные опоры.

б) Линии 110 кВ на деревянных опорах, как правило, тросами не защищаются. Расстояние по дереву между фазами должно быть не менее 4 м.

в) Линии 20-35 кВ на деревянных опорах тросами не защищаются. Расстояние по дереву между фазами должно быть не менее 3 м для линий 35 кВ и 2 м для линий 20 кВ.

г) Для линий 20-35 кВ на металлических опорах, работающих в системе с изолированной нейтралью, основным средством защиты являются применение дугогасящих катушек и надежное заземление опор с импульсным сопротивлением не более 10 Ом.

д) Расстояния по дереву между фазами для линий 3, 6 и 10 кВ не должны быть меньше соответственно 0,5; 0,7 и 1,0 м.

е) Отдельные опоры линий 3-110 кВ с относительно слабой изоляцией (например, металлические опоры на линиях с деревянными опорами) или опоры, перекрытие изоляции которых особенно нежелательно (например, переходные и перестановочные опоры), защищаются трубчатыми разрядниками.

Приближенный расчет удельного числа отключений линий электропередачи

Линии без тросов:

Линии с тросами:

где — средние высоты подвеса тросов или верхнего провода; — вероятность прорыва молнии через тросовую защиту; — вероятности перехода импульсного перекрытия в силовую дугу соответственно при ударе в провод линии без тросов, в опору с тросами и в середину пролета линий с тросами; — вероятности перекрытия изоляции соответственно при ударе в провод линии без тросов, в опору линии с тросами, в пролет линии с тросами и в провод линии с тросами.

Вероятность перекрытия изоляции равна вероятности токов молнии (см. рис. 40-22), превышающих защитный уровень линии , который определяется по приводимым ниже формулам.

Линии на металлических опорах без тросов:

где — минимальное импульсное разрядное напряжение гирлянды изоляторов (см. табл. 40-11 или рис. 40-25).

Линии на деревянных опорах без тросов:

где — минимальное импульсное разрядное напряжение междуфазной изоляции (табл. 40-11); — коэффициент связи с учетом короны (определяется при напряжении )

Линии с тросами:

где — минимальное импульсное разрядное напряжение гирлянды изоляторов (табл. 40-11 или рис. 40-25); — импульсное сопротивление заземления опоры; d = 0,15 для линий с двумя тросами; d = 0,30 для линий с одним тросом.

б) Удар в провод за счет прорыва молнии через тросовую защиту. В этом случае определяется по формулам для линий без тросов.

в) Удар в середину пролета. В данном случае вероятность перекрытия изоляции определяется не по току, а по крутизне тока молнии , величина которой находится из формулы

где s — расстояние между проводом и тросом в пролете, м; — коэффициент связи с учетом короны, который определяется при напряжении U = 750 кВ; l — длина пролета, м.

Вероятность крутизны , а следовательно, и определяется по рис. 40-23.

Защита пересечений линий между собой

Защиту пересечений линий электропередачи 110-220 кВ между собой и с линиями низшего напряжения выполняют, исходя из расчетного случая прямого удара молнии в пролет пересечения. Защиту пересечений линий электропередачи 35 кВ и ниже выполняют, исходя из расчетного случая прямого удара молнии в линию вблизи пролета пересечения.

Рис. 40-33. Необходимые для предупреждения перекрытий расстояния между проводами или проводом и тросом пересекающихся линий. а — пересечение линий 110 кВ между собой или с линиями низшего напряжения; б — пересечение линий 150-220 кВ между собой или с линиями низшего напряжения; l — длина пролета пересечения; L — расстояние от места пересечения до ближайшей опоры; d — расстояние между проводами или проводом и тросом пересекающихся линий. Сплошные линии соответствуют импульсному сопротивлению заземления опор 10 Ом, пунктирные — импульсному сопротивлению заземления опор 20 Ом.

Для защиты мест пересечения должны выполняться следующие мероприятия:

а) Металлические опоры, ограничивающие пролет пересечения, независимо от наличия троса должны иметь заземлители с импульсным сопротивлением заземления 10-20 Ом.

б) На деревянных опорах 110 кВ без троса, ограничивающих пролет пересечения, устанавливаются трубчатые разрядники с импульсным сопротивлением заземления 10-20 Ом.

в) На деревянных опорах линий 35 кВ и ниже, ограничивающих пролет пересечения, устанавливаются трубчатые разрядники или защитные промежутки с импульсным сопротивлением заземления 10-20 Ом. На П-образных опорах 20-35 кВ защитные промежутки выполняются в виде заземленных спусков, проложенных по стойкам опоры до уровня траверсы. На одностоечных опорах 10 кВ и ниже, а также на линиях связи защитные промежутки выполняются в виде заземленного спуска, заканчивающегося бандажом на 0,75 м ниже уровня проводов.

г) Необходимые расстояния по вертикали между пересекающимися линиями 150-200 и 110 кВ определяются по рис. 40-33, но во всяком случае должны быть не менее 4 и 3 м соответственно. Для линий 20-35, 10 кВ и ниже допустимые расстояния равны 3 и 2 м соответственно.

Если расстояние от места пересечения до ближайшей опоры не превышает 40 м, то грозозащитные мероприятия устраиваются только на этой опоре.

Не требуется применения мер грозозащиты при расстояниях между проводами пересекающихся линий не менее:

При пересечениях между собой линий напряжением 20 кВ и ниже . 4 м

При пересечениях линий 20 кВ и ниже с линиями 35 и 110 кВ . 5 м

При пересечениях линий 20 кВ и ниже с линиями 150 и 220 кВ . 6 м

Дополнительно по теме

Перенапряжения и защита от перенапряжений
Характеристика уровней изоляции сетей 6-3 5кВ
Характеристика внутренних перенапряжений
Перенапряжения при однофазных замыканиях на землю
Перенапряжения при холостых режимах ЛЭП
Перенапряжения при неполнофазных режимах
Перенапряжения в линиях с продольной компенсацией
Перенапряжения при отключении индуктивностей
Защита от прямых ударов молнии
Заземлители для отвода токов молнии
Данные для расчета грозовых перенапряжений
Грозозащита линий электропередачи
Грозозащита станций и подстанций

Изоляция электрических сетей — Надежность воздушных линий

ГЛАВА
ПЕРВАЯ
Некоторые сведения об опыте эксплуатации и надежности электропередач 110-500 кВ
1. Надежность воздушных линий
Аварийность воздушных линий чаще всего характеризуют удельными числами аварийных отключений и повреждений, при этом повреждениями считают такие аварийные отключения, которые не ликвидируются автоматическим повторным включением (АПВ) линии и сопровождаются ее аварийным простоем. Под удельным числом отключений (повреждений) обычно понимают соответствующий показатель эксплуатации линии в расчете на 100 км ее длины и 1 год эксплуатации.
Оценка надежности воздушной линии электропередачи в основном режиме ее работы — нормальном эксплуатационном — облегчается, если учесть, что значительную часть общего числа аварийных отключений и повреждений в этом режиме провоцируют неблагоприятные метеорологические условия: увлажнения гирлянд, отложения гололеда и изморози, шквалы. На долю указанных метеорологических условий вместе с грозами приходится около 70% аварийных отключений воздушных линий электропередачи 110—500 кВ [6].
Удельное число отключений (vув) и повреждений (μув) линии из-за перекрытий ее линейной изоляции в нормальном эксплуатационном режиме при увлажнении изоляторов определяется в основном удельной длиной пути тока утечки у гирлянды. Следовательно, μув может быть в принципе снижено до необходимого значения за счет увеличения числа изоляторов в гирлянде, использования изоляторов с более развитой поверхностью или за счет обоих мероприятий одновременно. Рассматриваемые аварийные отключения в большинстве случаев могут быть ликвидированы с помощью АПВ линии. Удельное число повреждений μув зависит не только от vyв, но и от эффективности АПВ линии и вероятности расцепления гирлянды при ее перекрытии.
Удельное число аварийных отключений (νп) и повреждений (μп) при гололеде и пляске проводов в нормальном эксплуатационном режиме зависит от частости отложений гололеда, расстояний между проводами и тросами
в пролетах. Увеличение этих расстояний позволяет исключить или свести к минимуму пробои воздушных промежутков между проводами и тросами при пляске. Как свидетельствует опыт эксплуатации [6], при пляске проводов трудно рассчитывать на успешное АПВ линии из-за множества повторных перекрытий промежутков, сопутствующих пляске, длящейся иногда многие часы. Повреждения, сопровождающие перекрытия и вызываемые главным образом пережогом тросов токами короткого замыкания, при пляске проводов сравнительно редки (μп≈0,05 vп) [6]. Наиболее тяжелое аварийное повреждение в нормальном эксплуатационном режиме — падение опор. Частость этих повреждений существенно зависит от типа опор: у свободно стоящих опор портального типа удельное число повреждений (μоп=νоп) составляет несколько тысячных [118], а у шарнирных опор на оттяжках оно на порядок выше [6]. Расщепление оттяжек, защита их от атмосферной коррозии, тщательность монтажа и повседневной эксплуатации, улучшение конструкции опор на оттяжках открывают много путей для повышения их надежности.
Перекрытия воздушных промежутков между проводом и опорой в Ήορ- мальном эксплуатационном режиме при шквальном боковом ветре для эксплуатируемых воздушных линий 110—500 кВ, судя по аварийной статистике,— достаточно редкое явление, наблюдавшееся, по-видимому, лишь в результате неправильной оценки расчетной скорости ветра по трассе некоторых линий. Такие аварийные отключения не ликвидируются АПВ, а нормальная работа линии может быть восстановлена за счет ручного включения отключившейся линии лишь после прохождения бури. Для рассматриваемых отключений удельные числа аварийных отключений (νв) и повреждений (μв) практически совпадают.
Самостоятельную группу аварийных отключений в нормальном эксплуатационном режиме вызывают набросы на провода, наезды строительных и негабаритных машин, расстрел гирлянд, столкновения самолета с линией и другие подобные ситуации. По имеющейся аварийной статистике [118], удельное число таких аварийных отключений (νн) для линий 110—500 кВ составляет несколько сотых. При рассматриваемых аварийных отключениях в большинстве случаев АПВ линии было невозможно, поэтому удельное число повреждений μн— того же порядка, что и νн.
У линий 110—500 кВ, оснащенных современными средствами защиты от внутренних перенапряжений (разрядниками, реакторами и др.), не отмечалось аварийных отключений при внутренних, и в частности коммутационных, перенапряжениях. Исключение составляют лишь те линии электропередачи, у которых было неправильно выбрано число изоляторов в гирляндах, в результате чего на линии в нормальном эксплуатационном режиме при увлажнениях загрязненных гирлянд возникали десятки отключений в год, а АПВ линии были неуспешными из-за повторных перекрытий изоляции либо в момент АПВ, либо вслед за ним от рабочего напряжения [32].
Удельное число грозовых отключений (vгр) воздушной линии определяется грозовой активностью района и грозоупорностью линии, зависящей, в свою очередь, от таких конструктивных особенностей и параметров линии, как использование тросовой защиты, угол тросовой защиты, импульсный уровень изоляции, сопротивление заземления опоры и др. Рациональное сочетание этих параметров позволяет снизить νгр до необходимого значения. Как это следует из эксплуатационного опыта линий электропередачи 110— 500 кВ [118], удельные числа грозовых отключений колеблются от 0,1 у линий 500 кВ до нескольких единиц у линий 110—220 кВ, защищенных тросами, и достигают десяти и более у линий, не имеющих тросов. Большинство грозовых отключений может быть ликвидировано с помощью АПВ линии. Исключение составляют лишь такие грозовые отключения, которые сопровождаются расцеплением гирлянд (удельное число таких повреждений μгр).
Часть аварийных отключений на воздушных линиях возникает из-за ложной или неселективной работы релейной защиты и ошибок персонала. По данным [6], для линий 500 кВ эта группа аварийных отключений характеризyется удельным числом отключений (νз) порядка 0,1 и примерно таким же удельным числом повреждений (μз).
Причины некоторой части аварийных отключений воздушных линий электропередачи остаются невыясненными. Такие отключения приходится выделять в самостоятельную группу с показателем Они, как правило, ликвидируются АПВ линии.
В итоге общее число первичных аварийных отключений воздушной линии электропередачи за год составляет:

В табл. 1-1 приведены в качестве примера показатели надежности первых линий электропередачи 500 кВ от Волжских ГЭС к Москве за первый период их эксплуатации (6], а в табл. 1-2— показатели надежности воздушных линий электропередачи 500 кВ, достигнутые в СССР за 10 лет их эксплуатации [44]. В этой же таблице воспроизведены показатели надежности линий 220—400 кВ, опубликованные в США [113] и в материалах СИГРЭ [118]. Из табл. 1-2 следует, в частности, что удельное число аварийных отключений для воздушных линий электропередачи 220—500 кВ — порядка единицы, а удельное число аварийных повреждений составляет несколько десятых.
Для анализа длительности аварийного простоя воздушной линии требуются сведения не только об удельных числах аварийных отключений (сведения об их частости), но и о длительности ликвидации аварийных отключений и повреждений. Для аварийного отключения, не сопровождающегося повреждением, время простоя линии определяется паузой АПВ линии. Для аварийных отключений, сопровождающихся повреждением, длительность ликвидации повреждения очень сильно зависит от характера повреждения. Поэтому усреднение Τ для всех видов повреждений неправомерно.
Приведенные в табл. 1-3 значения применительно к линиям 110—330 и 750 кВ нуждаются в корректировке. Можно предполагать, что порядок соответствующих значений сохранится, по крайней мере, для линий 330 и 750 кВ.
Суммарная длительность (Тав) аварийного простоя воздушной линии длиной I (измеряемой в километрах) за год ее эксплуатации может быть оценена по формуле:

(1-3), где- вероятность перекрытия линейной изоляции
при коммутации АПВ соответственно при увлажнениях и при грозе.

Таблица 1-1
Удельные числа аварийных отключений и повреждений воздушных линий 500 кВ Куйбышев—Москва и Волгоград—Москва за период с 1961 по 1966 г.

Наименование линии и участков

Длина линии или ее участка, км

Удельное число аварийных отключений V

Удельное число повреждений μι

Устройства грозозащиты воздушных линий и трансформаторных подстанций

Атмосферные перенапряжения возникают от удара молнии в элементы распределительных электрических сетей или от индукции при разрядах на землю вблизи ВЛ. Эти перенапряжения отличаются большими кратностями (тысячи киловольт) и имеют форму апериодического импульса длительностью несколько десятков микросекунд. Для унификации разрядных характеристик изоляции в нашей стране стандартизована испытательная волна длиной 40 мкс фронтом волны 1,5 мкс (рис. 1).

Стандартное импульсное испытательное напряжение

Рис. 1. Стандартное импульсное испытательное напряжение

Величины перенапряжений зависят главным образом от параметров молнии. Основными параметрами молнии являются амплитуда тока, ее крутизна, длина волны тока и длина ее фронта, форма и полярность этой волны, волновое сопротивление канала молнии.

Амплитуда тока молний колеблется от сотен ампер до нескольких сотен килоампер. Вероятность ударов молний в хорошо заземленные объекты обратно пропорциональна значению тока, например, токи величиной 140 кА составляют 0,4 % всех разрядов, токи 40 кА — 20 %, а вероятность токов меньше 10 кА — больше 60 %.

Форма волны тока имеет вид импульса с крутым фронтом в большинстве с отрицательной полярностью. Ток молнии, протекая по своему каналу как по своеобразному проводнику, обладает волновым сопротивлением около 200 — 400 Ом.

Воздушная линия электропередачи во время грозы

Во время удара молнии в электрическую сеть возникают электромагнитные волны и распространяются вдоль линий электропередачи со скоростью близкой скорости света.

В электрических сетях наблюдаются два вида перенапряжений от воздействия молний:

от прямого удара молний в элемент электрической сети;
индуктированные при ударе молнии в землю или другие предметы вблизи линии.

Непосредственно в линию попадают все удары молнии с полосы шириной шестикратной средней высоты подвески верхнего провода. Эти перенапряжения являются наиболее опасными.

Индуктированные перенапряжения в редких случаях (один-два случая в год на 100 км линии) достигают 300 — 400 кВ, перенапряжения в 100 — 150 кВ случаются раз в год на ВЛ длиной 100 км. На ВЛ с деревянными опорами индуктированные перенапряжения не вызывают отключения линии, но они могут привести к перекрытию изоляции оборудования. На линиях 6 и 20 кВ с железобетонными опорами они вызывают отключения.

Грозоупорность ВЛ

Грозоупорность воздушных линий характеризует способность линейной изоляции противостоять атмосферным перенапряжениям и зависит от ее конструкции, уровня изоляции проводов и интенсивности грозовой деятельности.

Интенсивность грозовой деятельности оценивается по числу грозовых часов (дней) в году. Для средней полосы страны число грозовых дней составляет 20 — 30. В течение одного грозового дня на 1 км земной поверхности в среднем происходит 0,1 — 0,15 разрядов молний.

Возможность перекрытия изоляции определяется сопоставлением вольт-секундной характеристики волны перенапряжения и соответствующей характеристики изоляции.

Импульсное перекрытие изоляции может привести к образованию электрической дуги с последующим отключением линии. Для оценки грозоупорности ВЛ и эффективности устройств грозозащиты применяются две основные характеристики: уровень грозоупорности или защитный уровень ВЛ и удельное число грозовых отключений.

Уровнем грозоупорности называется наименьший ток молний в килоамперах, который вызывает перекрытие изоляции при прямом ударе в линию.

Удельным числом отключений называется число отключений ВЛ, вызванных действием грозовых рязрядов, приходящихся на каждые 100 км ВЛ в год.

Оба параметра в основном зависят от конструктивных размеров ВЛ, т. е. от расстояния между проводами разных фаз и высоты подвески проводов, от типа изоляторов и их числа в гирлянде, от изоляционных свойств опор.

Воздушные линии на деревянных опорах имеют комбинированную изоляцию (изоляторы и дерево), поэтому импульсная прочность линейной изоляции значительно выше, чем на ВЛ с железобетонными опорами. Из опытов напряжение перекрытия дерева составляет 200 — 300 кВ/м.

Трансформаторная подстанция с элегазовыми выключателями перед грозой

Защита подстанций от прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с ВЛ

Опасные грозовые перенапряжения в распределительных устройствах (РУ) подстанций возникают при непосредственном поражении их молнией и при набегании на подстанцию грозовых волн с ВЛ.

Такие волны возникают в результате непосредственного поражения проводов молнией и обратных перекрытий изоляции с опоры, оказавшейся под высоким потенциалом при грозовом ударе в ее вершину или трос.

Опасными являются удары молнии на участке ВЛ вблизи подстанций. Эти участки называются опасной зоной (подходом).

В РУ 6 — 10 кВ могут возникать опасные перенапряжения от индуктированных зарядов на проводах при ударах молнии в землю или другие объекты вблизи ВЛ или подстанций.

Защита открытых распределительных устройств (ОРУ) от прямых ударов молнии выполняется при помощи стержневых молниеотводов.

Расположение молниеотводов на подстанциях и их заземление должны обеспечить защиту от поражений молнией токоведущих частей РУ и ограничить опасность повышения напряжения на заземленных частях электротехнического оборудования.

Заземляющие устройства подстанций должны надежно защитить электрическое оборудование от обратных перекрытий изоляции при ударах молнии в молниеотводы и в заземленные конструкции подстанций.

Стержневые молниеотводы устанавливаются на конструкциях ОРУ или выполняются отдельно с обособленными заземлителями. При установке молниеотводов на конструкциях в ОРУ 35 — 110 кВ может значительно возрастать напряжение на заземляющем контуре и заземленных частях оборудования.

В ОРУ 35 — 110 кВ для снижения вероятности обратных перекрытий увеличивается число магистралей заземляющего контура, отходящих от основной стойки с молниеотводом. Вблизи стойки устанавливаются дополнительные вертикальные электроды. Гирлянды изоляторов на порталах 35 кВ с установленными на них молниеотводами выполняются на класс напряжения 110 кВ.

Ввод на трансформаторную подстанцию

Выбор мероприятий для защиты оборудования РУ от набегающих с ВЛ волн атмосферных перенапряжений определяется параметрами защищаемого оборудования, схемой электрических соединений подстанции и конструкцией присоединенных к ней ВЛ.

Наиболее совершенным средством грозозащиты оборудования подстанций являются вентильные разрядники. В сочетании со средствами грозозащиты, установленными на подходе подстанции, вентильные разрядники позволяют ограничивать перенапряжения на подстанции до допустимых для оборудования значений.

ОРУ трансформаторной подстанции

Выбор числа, типа, а также размещение разрядников производятся с учетом схемы коммутации подстанции, уровня изоляции защищаемого оборудования, числа присоединенных к шинам подстанции линий и длины защищенных подходов к подстанции.

Повышение надежности грозозащиты подхода к подстанции достигается:

путем подвески тросов на подходах, не защищенных тросом по всей длине;
уменьшением их защитных углов;
снижением сопротивлений заземления опор и применения конструкций опор с повышенной грозоупорностыо;
установкой разрядников или искровых промежутков в начале подхода на ВЛ с деревянными опорами.

Рекомендуемые схемы грозозащиты подстанций 35 — 500 кВ от набегающих волн с ВЛ приведена на рис. 2, а, б.

Схема защиты подстанции 35 — 500 кВ от грозовых перенапряжений

Рис. 2. Схема защиты подстанции 35 — 500 кВ от грозовых перенапряжений: а — ВЛ, защищенная тросом по всей длине; б — ВЛ на деревянных опорах, не защищенная тросом по всей длине

Для реализации схемы грозозащиты необходимо установить разрядники в РУ и защищать тросами подходы в пределах опасной зоны.

На ВЛ с деревянными опорами без тросов для снижения амплитуды волны рекомендуется устанавливать в начале подхода к подстанции разрядники. Они одновременно защищают от перекрытия на землю опору подхода, изоляция которой ослаблена заземляющими спусками от тросов.

Для подстанции регламентируется максимально допустимое расстояние от разрядника до защищаемого оборудования и длина защищаемого подхода ВЛ.

Для подстанций 35 и 110 кВ, подключаемых короткими ответвлениями к действующим ВЛ на деревянных опорах без тросов, допускается применение упрощенной схемы грозозащиты с укороченным защищенным подходом. В этом случае вентильные разрядники устанавливаются в непосредственной близости к трансформатору (на расстоянии не более 10 м).

Упрощенная защита может применяться для подстанций с трансформаторами мощностью до 40 MB-А. При длине ответвления от магистральной линии электропередачи менее 150 м защищается тросом ответвление и по одному пролету магистральной линии по обе стороны от него.

Для уменьшения тока через вентильный разрядник на подходе ВЛ к подстанции по ходу грозовой волны должны быть установлены два комплекта трубчатых разрядников (рис. 3, а). При длине ответвления 150 — 500 м трос подвешивается только на ответвлении и устанавливаются три комплекта трубчатых разрядников (рис. 3, б). При длине ответвления более 500 м трос подвешивается только на ответвлении и защита подстанции осуществляется по рекомендуемым схемам (рис. 2).

Схема защиты подстанции на ответвлениях от грозовых перенапряжений

Рис. 3. Схема защиты подстанции на ответвлениях от грозовых перенапряжений: а — длина ответвления менее 150 м; б — то же 150 — 500 м.

Схема грозозащиты РУ 3 — 20 кВ

Рис. 4. Схема грозозащиты РУ 3 — 20 кВ

Если ВЛ защищена тросом по всей длине, установка разрядников на разомкнутом конце линии и отходящих от нее ответвлений не требуется.

Если разомкнутый конец линии, не имеющий защиты тросом по всей длине, может длительно находится под напряжением, то для защиты изоляции разомкнутого выключателя или разъединителя устанавливается трубчатый разрядник на расстоянии не более 60 м.

В упрощенных схемах грозозащиты подстанции установка трубчатого разрядника на конце длительно отключенного ответвления не требуется при его длине до 250 м. В этом случае защита обеспечивается трубчатыми разрядниками РТ1 и РТ2 (рис. 3).

В районах, имеющих не более 40 грозовых часов в год, длина защищенного подхода к подстанции 35 кВ с двумя трансформаторами общей мощностью до 2000 кВ-А и одним трансформатором мощностью до 1600 кВ-А может быть сокращена до 0,5 км. При этом расстояние между разрядниками и трансформатором не должно превышать 10 м.

Амплитуда волны, набегающая на подстанцию с ВЛ на деревянных опорах, ограничивается трубчатым разрядником РП, устанавливаемым на расстоянии 200 — 300 м от ввода в подстанцию.

Сопротивление заземления трубчатого разрядника не должно превышать 10 Ом. На ВЛ с металлическими или железобетонными опорами установка разрядника РТ1 не требуется, так как низкий уровень линейной изоляции таких линий исключает опасность прихода на подстанцию волн с большой амплитудой. Применение тросов для защиты подходов линий электропередачи 6 — 20 кВ неэффективно.

Если ВЛ 6 — 20 кВ соединена с подстанцией кабельной перемычкой, для защиты кабельной воронки в месте перехода воздушной линии в кабель устанавливается трубчатый или вентильный разрядник. Заземляющие зажимы разрядника должны быть кротчайшим путем присоединения к броне оболочки кабеля.

Трубчатый разрядник, установленный перед кабельной воронкой, обеспечивает защиту отключенного выключателя и кабельной воронки со стороны выключателя при длине кабеля до 50 м. При установке на линейном конце кабеля вентильного разрядника типа РВП изоляция разомкнутого конца будет защищена при любой длине кабеля.

При подходах ВЛ 6 — 20 кВ к подстанциям без кабельных перемычек защита разомкнутого выключателя или разъединителя осуществляется в соответствии с рекомендациями данными ранее.

Для РУ 6 — 10 кВ, имеющих кабельную связь между шинами и трансформатором расстояние между вентильными разрядниками на шинах и трансформатором не ограничивается. В случае воздушной связи между шинами РУ 6 — 10 кВ и трансформатором расстояние между разрядником и трансформатором не должно превышать 90 м при ВЛ на металлических и железобетонных опорах и 60 м при ВЛ на деревянных опорах.

Защита открытых и закрытых подстанций 6 — 10/0,4 кВ, а также РУ 6 — 10 кВ подстанции 35 кВ с трансформаторами мощностью до 560 кВ-А осуществляется комплектом вентильных разрядников, установленных на сборке у трансформатора или на выходе ВЛ 6 — 10 кВ.

Для защиты переключательных пунктов устанавливаются вентильные разрядники: один комплект на каждую питающую линию. Заземлители разрядников следует присоединять к общему заземляющему устройству переключательного пункта.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Оценка показателей надежности воздушных линий 35, 110 и 150 кВ в условиях севера Кольского полуострова Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ГРОЗОУПОРНОСТЬ / ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ / ГРОЗОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ / ДВУХЦЕПНАЯ ЛИНИЯ / ПАРАМЕТР ПОТОКА ОТКАЗОВ / LIGHTNING-SURGE PROOFING / OPERATING EXPERIENCE / STORM ACTIVITY / TWO-CHAIN LINE / FAULT STREAM INDICATOR

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Ярошевич Вера Васильевна, Невретдинов Юрий Масумович

Приведены результаты анализа опыта эксплуатации, нарушений, отказов и аварий в высоковольтных сетях, расположенных на Кольском полуострове. Показана специфика региона. Получены удельные показатели отключений, оценки показателей надежности ВЛ 35, 110 и 150 кВ, а также показатели успешности работы АПВ.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Reliability indicators assessment of the 35, 110 and 150 kV air power lines under conditions of the Kola Peninsula North

Results of the analysis of operating experience , faults and breakdowns of high-voltage networks located on the Kola Peninsula are presented. Regional specificity is shown. Specific indicators of shutdowns 35, 110 and 150 kV air power lines reliability indicator assessment as well as indicators of autorecloser work efficiency have been identified.

Текст научной работы на тему «Оценка показателей надежности воздушных линий 35, 110 и 150 кВ в условиях севера Кольского полуострова»

5. Невретдинов Ю.М. Исследование защиты подстанции 150 кВ от грозовых волн с учетом реальных заземлителей опор ЛЭП на подходах / Ю.М.Невретдинов, Д.И.Власко // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. Вып.2. — Апатиты: Изд. КнЦ РАН, 2011. — № 1. — С. 78-89.

6. Развитие методов анализа эффективности грозозащиты подстанций / Д.И.Власко, А.П.Домонов, Б.В.Ефимов, Ю.М.Невретдинов // Электрические станции. — 2013. — № 3. — С. 45-51.

Сведения об авторах

Власко Денис Игоревич

инженер филиала ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Кольская атомная станция Россия, 184230, Мурманская область, г.Полярные зори эл. почта: den-energy@yandex.ru

Невретдинов Юрий Масумович

ведущий научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, кандидат технических наук

Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: ymnevr@mail.ru

Фастий Г алина Прохоровна

научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦРАН Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: fastiy@ien.kolasc.net.ru

ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ 35, 110 И 150 КВ В УСЛОВИЯХ СЕВЕРА КОЛЬСКОГО ПОЛУОСТРОВА*

грозоупорность, опыт эксплуатации, грозовая деятельность, двухцепная линия, параметр потока отказов.

RELIABILITY INDICATORS ASSESSMENT OF THE 35, 110 AND 150 KV AIR POWER LINES UNDER CONDITIONS OF THE KOLA PENINSULA NORTH

Results of the analysis of operating experience, faults and breakdowns of high-voltage networks located on the Kola Peninsula are presented. Regional specificity is shown. Specific indicators of shutdowns 35, 110 and 150 kV air power lines reliability indicator assessment as well as indicators of autorecloser work efficiency have been identified.

lightning-surge proofing, operating experience, storm activity, two-chain line, fault stream indicator.

* Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (проект № 11-08-00690).

Обеспечение надежности и безопасности энергоснабжения зависит непосредственно от условий эксплуатации электрооборудования, его защищенности от опасных электромагнитных воздействий. Это определяет актуальность прогнозирования перенапряжений, в том числе возникающих в результате развития нарушений в электрической сети. Рекомендованные показатели надежности для воздушных линий (ВЛ) по оценкам разных источников [1-3] могут существенно отличаться. Для примера, в табл. 1 и 2 сопоставляются средние параметры потока отказов и время восстановления ВЛ.

Средний параметр потока отказов

ином, кВ | Число цепей | УМП [2] | РД 34.20.574 [1] ОРГРЭС [3]

35 Одноцепная 0.63-0.65 0.72-0.9 2

Двухцепная (отказ одной цепи) 0.72-0.76 0.81-1.06 1.6

Двухцепная (отказ двух цепей) 0.05^-0.16 0.05-0.22 0.4

110 Одноцепная 0.53-1.05 0.66-1.28 3.9

Двухцепная (отказ одной цепи) 0.81-1.16 1.01-1.68 3.9

Двухцепная (отказ двух цепей) 0.1-0.12 0.13-0.17 0.9

220 Одноцепная 0.26-0.4 0.36-0.50 1.7

(150) Двухцепная (отказ одной цепи) 0.28-0.43 0.47-0.63 2

Двухцепная (отказ двух цепей) 0.03 0.03-0.04 0.4

330 Одноцепная 0.3-0.48 0.55 1.3

Двухцепная (отказ одной цепи) 0.79 0.90 3.8

Двухцепная (отказ двух цепей) — 0.09 0.4

Среднее время восстановления Тв, ч

ином, кВ | Число цепей | УМП [2] | РД 34.20.574 [1] ОРГРЭС [3]

35 Одноцепная 9.0-10.0 9.0-10.0 15.8

Двухцепная (отказ одной цепи) 6.0-9.5 6.0-9.5 10.5

Двухцепная (отказ двух цепей) 8.0 8.0-12.4 14.0

110 Одноцепная 8.8-11.0 8.8-11.0 13.1

Двухцепная (отказ одной цепи) 6.9-8.4 6.9-8.4 8.8

Двухцепная (отказ двух цепей) 10.3-14.8 10.3-14.8 13.1

220 Одноцепная 9.3-14.3 9.3-14.3 14.0

(150) Двухцепная (отказ одной цепи) 11.2 8.6-11.2 10.5

Двухцепная (отказ двух цепей) 14.9 7.6-14.9 16.6

330 Одноцепная 10.8-15.3 10.8 13.1

Двухцепная (отказ одной цепи) 9.4 9.4 11.4

Двухцепная (отказ двух цепей) — 4.9 5.3

Как видно, оценки источников [1, 2] совпадают для показателей практически всех ВЛ разного исполнения. В значительной степени оценки по [1, 2] совпадают для параметров потока отказа. Однако оценки ОРГРЭС [3] отличаются по ряду позиций в 2 и более раз.

Поэтому получение достоверных показателей непосредственно по данным эксплуатации представляет интерес не только при проектировании или реконструкции сети, но и для оценки надежности их работы, а также рисков для потребителей.

Актуальной эта задача является для регионов, имеющих специфические особенности, в том числе грунтовые, климатические и рельефные условия. К таким районам относится Кольский п-ов.

Характеристика сети 35, 110, 150 кВ Кольского полуострова

Общая протяженность высоковольтных сетей составляет 6683 км, в том числе протяженность линий 35-330 кВ — 6178 км и 505 км — класса 10-6-0.4 кВ. Структура сети определена расположением генерирующих мощностей (18 гидроэлектростанций, две теплоэлектростанции, Апатитская и Мурманская, и атомная электростанция Кольская АЭС) и расположением потребителей (рис.1).

Рис.1. Расположение высоковольтной сети Мурманской обл.

На Кольском п-ове эксплуатируются линии 35, 110, 150 и 330 кВ, построенные в 1940-х гг. Наглядная интерпретация классификации линий по срокам эксплуатации приведена на рис.2. Как видно, около 70% линий имеют срок эксплуатации более 30 лет.

Трассы воздушных линий проходят по территории, обладающей рядом неблагоприятных с точки зрения надежности электроснабжения и сохранения технических характеристик конструктивных элементов воздушных линий (опор, проводов, тросов и гирлянд изоляторов), природно-климатических условий, а именно: большим количеством дней с сильными и штормовыми ветрами, туманами, снегопадами и гололедообразованием в различных формах.

Рис. 2. Сроки эксплуатации ВЛ

Для территории всего Кольского п-ова характерна низкая интенсивность грозовой деятельности (не более 20 грозовых часов в год) и высокое электрическое сопротивление грунтов (более 1000 Ом-м), при которых предусмотрены отклонения от общих требований в части защиты ВЛ тросами и характеристик заземлений опор.

В соответствии с рекомендациями ПУЭ большинство ВЛ Мурманской обл. имеют трос только на подходах к конечным и отпаечным подстанциям. Но среди ВЛ каждого класса номинального напряжения есть достаточно протяженные линии, защищенные тросом по всей длине, что позволяет оценить эффективность тросовой защиты в условиях низкопроводящих грунтов. Общая защищенность ВЛ тросом по классам номинального напряжения составляет (%): 35 кВ — 32.7, 110 кВ — 18.7, 150 кВ — 17.3, 330 кВ — 68.3.

Ввиду небольшого объема информации по магистральным сетям 330 кВ, что объясняется реструктуризацией объектов электроэнергетики, разделением права собственности и незаинтересованностью собственников генерирующих объектов и магистральной сети, детальный анализ эксплуатационных характеристик рассмотрен на примере сети 35-150 кВ северной части Мурманской области. Классификация автоматических отключений ВЛ по всем причинам проводилась с привлечением метеоданных, регистрируемых ближайшими к трассе ГМС (рис.3).

7.60 Никель — среднемноголетнее число грозовых часов по ГМС «Никель»; ———условная граница расположения ВЛ

Рис. 3. Сеть гидрометеостанций на территории Мурманской обл.

Другой особенностью региона является значительная неравномерность грозовой деятельности. Классификация отключений по причине «гроза» проводилась

с использованием сведений о начале и конце гроз по данным ГМС, полученным от ГУ «Мурманское УГМС». На наличие грозы в момент отключения проверялись все отключения, имевшие место в грозосезон, т.е. в период с мая по сентябрь.

Общие основные эксплуатационные показатели ВЛ 35, 110, 150 кВ севера Мурманской обл. за 5-летний период (2006-2010 гг.) даны в табл.3.

Эксплуатационные показатели ВЛ 35, 110, 150 кВ

Эксплуатационные показатели 150 кВ 110 кВ 35 кВ

Число ВЛ 69 30 108

Общая протяженность ВЛ, км 1781.80 447.60 710.64

Защищенность тросом, % 31.4 17.4 28.6

Объем опыта эксплуатации, км-лет 8909 2238 3553

Общее число отключений из-за к.з. на ВЛ и из-за ПС 281 (100%) 89 (100%) 46 (100%)

Число отключений из-за к.з. на ВЛ

общее 257 76 31

грозовых [%] 62 [24.1] 7 [9.2] 7 [16.1]

Число и доля [%] отключений из-за ПС 24 [8.5] 13 [14.6] 15 [32.6]

Число и доля [%] отключений по неизвестным причинам 54 [21.0] 25 [32.9] 3 [9.7]

Удельное число отключений (на 100 км в год)

общее 2.9 3.4 0.87

в том числе грозовых 0.70 0.31 0.20

Коэффициент успешности АПВ при отключениях

из-за к.з. на ВЛ и ПС 0.76 0.80 0.43

из-за к.з. на ВЛ 0.80 0.84 0.52

по грозовым 0.97 1.0 1.0

Как видно, удельное число отключений ВЛ существенно отличается от соответствующих значений по данным [1-3] (табл.1), особенно для ВЛ 35 кВ.

Для протяженных элементов энергосистемы наиболее объективной информацией о нарушениях в сети являются данные об отключениях. Сопоставление динамики удельной повреждаемости линий с интенсивностью грозовой деятельности приведено на рис.4 (по данным отчетов о грозовой деятельности Кольской энергосистемы [4]).

Рис. 4. Совмещенный график удельных отключений ЛЭП и интенсивности грозовых сезонов Наблюдается связь отключений воздушных линий с максимумами грозовой интенсивности (в соответствии с рис.4). Однако в периоды 1980-1985, 1996-1998, 2001-2006 гг. для разных классов напряжения по-разному.

На рисунке 5 дано распределение удельных отключений от интенсивности грозовых сезонов для разных классов напряжения (330 кВ — рис.5а, 150 кВ — рис.5б, 110 кВ — рис.5в, 35 кВ — рис.5г). Как видно из рисунков, зависимость все-таки наблюдается для линий 110 и 35 кВ хотя и с большими разбросами, но явной корреляции нет.

Рис. 5. Распределение удельных отключений ЛЭП и интенсивности грозовых сезонов

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

По данным об отключениях линий 35-330 кВ за более чем тридцатилетний период среднее удельное число отключений на 100 км длины в год составило: для ВЛ 330 кВ — 1.08, 150 кВ — 1.55, 110 кВ — 1.19, 35 кВ — 1.07, что соответствует отключениям в средней полосе.

Проведем анализ надежности воздушных линий на примере сети 35-330 кВ центральной и южной частей Мурманской обл.

В основе методики сбора информации положен принцип использования первоисточников, которыми являются оперативные журналы диспетчерской службы. Анализ эксплуатационного состояния воздушных линий 35, 110, 150, 330 кВ произведен за период с 04.01.1980 по 16.01.1998 гг., т.е. за восемнадцать лет эксплуатации. Рассмотрим помесячные распределения отключений воздушных линий (табл.4). При оценке эффективности грозозащиты ВЛ используется показатель вероятности неуспешной работы АПВ. Обработка данных эксплуатации приведена в табл.4.

Данные об автоматических отключениях линий ЦЭС; всего/в том числе с неуспешным АПВ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1980 2 4 1 8 5 6 1 40 8 11 5 26 21 — 1 6 1 3 108 41

1981 15 5 3 2 1 1 — 7 9 1 24 8 7 2 6 1 3 1 4 2 1 81 22

1982 11 1 11 8 8 18 7 4 9 5 1 86

2 1 1 2 3 — — 2 3 8 — — 22

1986 8 16 1 8 25 4 19 3 7 5 8 14 118

3 12 2 10 1 1 1 1 2 2 5 40

1984 9 7 1 4 8 17 49 18 4 3 5 5 130

3 5 1 1 1 5 4 4 2 2 3 2 33

1985 2 9 5 6 38 11 19 7 46 4 11 158

1 3 2 3 6 3 3 5 16 — 4 46

1986 20 5 5 3 4 12 36 16 8 5 3 1 118

1 1 2 1 1 4 7 9 1 1 1 — 29

1987 6 3 4 9 3 3 45 4 2 5 4 14 102

2 2 3 4 1 2 27 — 1 — 2 7 51

1988 4 2 7 2 11 48 63 11 7 35 5 8 203

1 — 1 1 7 4 10 2 2 14 1 4 47

1989 4 13 2 9 7 35 75 15 2 6 4 12 184

3 — 2 1 1 12 7 3 — 2 — 2 33

1990 1 6 2 1 6 3 5 1 6 22 4 4 4 4 1 3 2 3 2 65 15

1991 5 3 — 3 1 2 1 — 9 1 18 2 6 6 1 2 2 3 1 51 16

1992 22 6 7 19 29 19 49 70 7 5 6 18 257

8 1 3 12 6 5 15 9 1 — — 3 63

1993 22 31 12 24 3 10 44 3 3 20 8 9 189

7 16 3 7 — 2 7 3 2 9 3 7 66

1994 12 11 4 6 4 13 14 20 4 10 9 1 108

1 1 3 2 2 7 4 11 1 1 — — 33

1995 1 5 11 3 11 2 13 19 5 10 4 84

— — 2 2 6 1 5 2 4 2 3 27

1996 5 3 2 2 5 2 11 4 3 Нет данных 28 9

Е 149 124 70 119 137 285 500 238 90 163 86 109 2070

43 46 26 46 41 64 103 75 28 31 19 41 593

За этот период зафиксировано 2070 отключений из них 593 с неуспешным АПВ. Из табл.4 также видно, что большинство отключений происходит в летние месяцы, это может быть объяснено природными явлениями (гроза, ветер и т.д.), а также интенсивными ремонтными работами на ЛЭП, в процессе которых вероятны ошибки обслуживающего и ремонтного персонала.

Линии 330 кВ отключались 184 раза из них 116 раз с успешным АПВ. Суммарное время простоя составило 375 ч. Максимальное время, которое потребовалось на восстановление работоспособности (61 ч 11 мин), зафиксировано 11 ноября 1983 г. из-за обрыва провода. Среднее время восстановления составляет 5 ч 30 мин. Гроза и ветер в 55% случаях являлись виновниками отключений линии.

Линии 150 кВ отключались 817 раз из них с успешным АПВ 567 раз, т.е. более 70%. Суммарное время простоя составило 2140 ч. Максимальное время (213 ч 17 м), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии зафиксировано 14 января 1989 г. Среднее время восстановления — 8 ч 30 мин. Гроза и ветер в 49% случаях являлись основной причиной отключений линии.

Линии 110 кВ отключались 926 раз из них с успешным АПВ 750 раз, т.е. более 67%. Суммарное время простоя составило 1887 ч. Максимальное время (107 ч 39 мин), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии, зафиксировано

6 января 1981 г. из-за обрыва провода. Среднее время восстановления — 1 ч 50 мин. Гроза и ветер в 49% случаях являлись виновниками отключений линии.

Линии 35 кВ отключались 144 раза из них с успешным АПВ 91 раз, т.е. более 63%. Суммарное время простоя составило 488 ч. Максимальное время (75 ч 50 мин), которое потребовалось на восстановление работоспособности линии, зафиксировано 14 декабря 1992 г. Среднее время восстановления — 9 ч 12 мин. Гроза и ветер в 40% случаях являлись виновниками отключений линии.

Проанализируем отказы линий 150 кВ более подробно. Анализ произведен для 21 линии общей протяженностью 2485 км. Данные об отказах линий 150 кВ за период с 1980 по 1996 гг. приведены в табл.5.

Данные об отказах воздушных линий 150 кВ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1996 2 0 0 0 1 2 — — — — — — 5

1995 0 0 1 0 0 2 1 4 15 2 4 2 31

1994 4 3 3 1 0 1 4 13 0 2 0 0 31

1993 9 17 3 3 0 1 13 2 1 2 3 0 54

1992 1 3 1 0 12 8 28 42 3 0 0 7 105

1991 2 0 0 0 0 4 4 2 3 1 2 0 18

1990 0 2 0 4 1 3 2 2 0 3 2 1 20

1989 2 0 2 2 3 18 28 7 1 5 1 1 70

1988 1 1 3 0 1 18 24 3 1 26 1 2 81

1987 5 2 0 1 1 0 24 1 0 2 0 7 43

1986 8 2 0 3 0 2 11 5 2 2 2 1 38

1985 0 2 2 0 0 21 3 5 3 22 0 4 62

1984 6 5 1 4 3 6 17 8 2 1 3 4 60

1983 4 12 1 2 15 1 10 2 6 3 3 6 65

1982 3 0 2 9 1 7 7 5 2 7 2 2 47

1981 2 1 0 0 2 4 7 4 1 3 0 0 24

1980 1 2 1 1 2 21 9 20 0 0 5 1 63

Е 50 52 20 30 42 119 192 125 40 81 28 38 817

В результате анализа отказов выявлено, что равномерного распределения по годам

не наблюдается. Наибольшее количество случаев приходится на 1992 г., что может быть объяснено только аномальными явлениями природы в этом году. По временам года наибольшее число случаев падает на лето каждого рассматриваемого года, что может быть объяснено природными явлениями и интенсивными ремонтными работами на ЛЭП.

За 16-летний период выявлено

817 отказов воздушных линий электропередачи 150 кВ энергосистемы, из них 75% отказов приходится на теплые месяцы, с мая по октябрь (рис.6), а 328 произошли по причине «гроза».

Рис.6. Диаграмма распределения отказов воздушных линий электропередач 150 кВ по временам года

Оценка показателей надежности работы ВЛ

Для оценки показателей надежности воздушных линий электропередач данного вида (определяемого напряжением линии и материалом опор) воспользуемся наиболее простой моделью отказов, в которой количество отказов с отключением линии принято пропорциональным ее длине.

Важнейшим показателем надежности воздушных линий электропередач является параметр потока отказов. Оценка этой характеристики, отказ/(100 км-год), для каждой отдельной линии электропередачи по данным об эксплуатации за ряд лет осуществляется по формуле [2]:

где тг — число отказов г-й линии за промежуток времени Т, лет эксплуатации; ^ — длина линии, км; 100 — условная единица длины линии, принятая равной 100 км.

Результаты определения параметра потока отказа для одноцепных и двухцепных линий сведены в табл.6 и 7, где приведены расчеты параметра потока отказов при грозовых отключениях (тг ю, 1/год), а также коэффициент успешности АПВ (&дт)-

Параметр потока отказов ВЛ 150 кВ

№ ВЛ Ь, км Т, лет т Ю, 1/год тг Юг, 1/год тАПВ &АПВ

Л-1 33.6 16 93 17.30 42 7.81 61 65.6

Л-2 155.3 16 108 4.35 49 1.97 81 75

Л-3 95.3 16 52 3.41 22 1.44 43 82.7

Л-4 55.8 16 33 3.70 17 1.90 30 90.9

Л-5 41.6 16 14 2.10 6 0.90 8 57.1

Л-6 74.7 16 58 4.85 29 2.43 42 72.4

Л-7 18.6 16 12 4.03 4 1.34 12 100

Л-8 100.8 16 79 4.90 39 2.42 58 73.4

Л-9 101.6 16 37 2.28 26 1.60 29 78.4

Л-10 15.1 16 7 2.90 1 0.41 4 57.1

Л-11 15.2 16 13 5.35 1 0.41 8 61.5

Л-12 25.6 15 3 0.78 2 0.52 1 33.3

i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Л-13 25.6 15 5 1.30 1 0.26 2 40

Л-14 55.5 16 13 1.46 7 0.79 9 69.2

Л-15 3.2 14 13 29.02 1 2.23 6 46.2

Л-16 1 15 8 53.33 2 13.33 3 37.5

Л-17 44 12 1 0.19 1 0.19 1 100

Итого 862.5 549 4.05 250 1.84 398 67.1

Наблюдается связь числа отключений и длины линий, но есть значительные отклонения, связанные с различием климатический условий тех районов, в которых расположены линии (рис.7).

Параметр потока отказов двухцепных ВЛ 150 кВ

№ ВЛ Ь, км т Т, лет ш, 1/год т- ш, 1/год тдпВ &АПВ

Л-18/19 122.3 132/76 16 6.75/3.88 62/40 3.17/2.04 98 74.2

Л-20/21 55.3 29/12 16 3.28/1.36 16/10 1.81/1.13 28 96.6

Л-22/23 1.9 14/2 16 46.05/6.58 — — 0 0.0

Л-24/25 4.9 5/4 16 6.38/5.1 — — 4 80.0

Л-26/27 2.3 7/2 14 21.74/6.21 — — 4 57.1

Л-28/29 13.2 1/- 9 0.84/- — — 0 0.0

Л-30/31 2.6 23/2 9 98.29/8.55 — — 11 47.8

Л-32/33 2.6 4/- 9 17.09/- — — 3 75.0

Л-34/35 0.9 9/- 15 66.67/- — — 2 22.2

Л-36/37 3.3 44/14 15 88.89/28.28 — — 18 40.9

Итого 209.3 268/112 — 8.35/3.49 78/50 2.43/1.56 168 49.4

Рис. 7. Распределение отключений от протяженности ВЛ

Общий параметр потока отказа для линии 150 кВ может быть определен из соотношения:

где п — общее число линий, входящих в совокупность данного вида. Параметр потока отказа для одноцепных линий 150 кВ, определенный по (2), равен 4.05 1/год, т.е. в среднем четыре отказа в год.

Эта же модель применима для одной цепи двухцепной линии или для двухцепной линии, когда критерием отказа принят одновременный отказ обеих цепей линии по одной причине [3].

Определение параметра потока отказов двухцепной линии приведем на примере воздушной линии 18/19:

1) отказ одной цепи:

_ I32 ‘I00 _ 675 (1/год);

ЬАЁ-18/19 ‘ ^АЁ-18/19 122.3 16

2) одновременный отказ обеих цепей линии по одной причине: тдЁ-,8,,9 ‘100 76’100

ю = тАЁ-18/19 ‘100 _ 76 100 _ Зои (1/год),

шАЁ-18/19 — — — — -’•ОО V

ЬАЁ-18/19 ‘ ^АЁ-18/19 I22.3 ‘I6

то есть почти четыре отказа в год.

Полученные результаты расчетов параметра потока отказов существенно отличаются от справочных данных (табл.1).

Приведены результаты анализа опыта эксплуатации, нарушений, отказов и аварий в высоковольтных сетях, расположенных на Кольском полуострове. Получены удельные показатели отключений, оценки показателей надежности ВЛ 35,110 и 150 кВ, а также показатели успешности работы АПВ.

Показана специфика региона.

1. Рассмотрены данные эксплуатации ВЛ 35-150 кВ, расположенных в северной части Кольской энергосистемы. Общий объем наблюдений составил более 53 тыс. км-лет, в том числе для ВЛ 150 кВ — 32 тыс. км-лет; 110 кВ — 8 тыс. кмлет; 35 кВ — 13 тыс. кмлет.

2. По данным об отключениях линий 35-330 кВ за двадцатилетний период среднее удельное число отключений на 100 км длины в год составило: для ВЛ 330 кВ — 1.57, 150 кВ — 2.3, 110 кВ — 1.67, 35 кВ — 1.52, что соответствует отключениям в средней полосе. Из общего числа отключений к грозовым относятся около 34%.

3. По данным работы АПВ коэффициент успешности для одноцепных и двухцепных ВЛ, расположенных в северной части Кольского п-ова, соответственно составил 0.67 и 0.49. Это свидетельствует о нецелесообразности двухцепных линий в районах с низкой проводимостью грунта.

1. Правила устройства электроустановок. Раздел 2. Передача электроэнергии. Главы 2.4, 2.5. — 7-е изд. — М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.

2. Трубицын В.И. Оценка надежности схем электрических соединений станций и подстанций: учебно-методическое пособие / В.И.Трубицын. — М.: ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго; ИПКгосслужбы, 2003. — 100 с.

3. Барг И.Г. Предложения по определению эксплуатационных показателей надежности основных видов электрооборудования и линий электропередачи / И.Г.Барг. — М.: ОРГРЭС, 1997. — 213 с.

4. Отчеты о грозовой деятельности ОАО «Колэнерго».

5. Научно-прикладной справочник по климату СССР. Серия 3. Многолетние данные. Ч. 1-6, вып.2. Мурманская область. Л.: Гидрометеоиздат, 1988.

6. Вопросы грозозащиты воздушных линий в условиях севера Кольского полуострова: требования, опыт эксплуатации ВЛ 110-150 кВ, методика расчета / А.Н.Новикова, О.В.Шмараго, Б.В.Ефимов, А.Н. Данилин, Ю.М.Невретдинов, В.Н Селиванов // Труды Кольского научного центра РАН. Энергетика. Вып.3. — Апатиты, 2011. — 224 с.

7. Руководство по защите электрических сетей 6-1150 кВ от грозовых и внутренних перенапряжений: РД 153-34.3-35.129-99. — СПб: Изд-во ПЭиПк, 1999.

Сведения об авторах

Ярошевич Вера Васильевна

младший научный сотрудник лаборатории электроэнергетики и электротехнологии Центра физико-технических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209, Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, д.21А эл. почта: уаго$Ьеу1сЬ@ mail.ru