22
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
О
воздействии
атмосферных
перенапряжений
на
воздушные
линии
электропередачи
110
кВ
Статья
посвящена
рассмотрению
вопросов
воздействия
ат
-
мосферных
перенапряжений
на
воздушные
линии
электро
-
передачи
110
кВ
.
Повышение
грозоупорности
воздушных
линий
необходимо
решать
в
комплексе
с
вопросами
повы
-
шения
устойчивости
нагрузки
с
учетом
требований
норма
-
тивных
документов
и
экономической
целесообразности
.
Основное
количество
аварийных
отключений
,
которое
рас
-
следуется
и
учитывается
,
а
также
влияет
на
оценку
эффек
-
тивности
работы
филиала
,
составляют
грозовые
отклю
-
чения
ВЛ
110
кВ
с
успешным
автоматическим
повторным
включением
.
Приведены
экономические
потери
электросе
-
тевой
организации
при
аварийном
отключении
с
успешным
АПВ
реальной
линии
.
Виталий
БУТКЕВИЧ
,
заместитель
главного
инженера
по
эксплуатации
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Сургутские
электрические
сети
Ильнур
ИДИЯТУЛЛИН
,
первый
заместитель
директора
—
главный
инженер
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Сургутские
электрические
сети
Ильяр
УРАЗАЛИЕВ
,
начальник
Службы
эксплуатации
и
ремонта
подстанций
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Сургутские
электрические
сети
С
читается
,
что
электроэнергетика
имеет
преимущества
перед
другими
видами
энергетики
из
-
за
относительной
легкости
передачи
электроэнергии
,
в
том
чис
-
ле
на
большие
расстояния
,
и
удобства
ее
потребления
.
В
обосновании
пре
-
имуществ
электроэнергетики
значение
имеет
слово
«
относительной
»,
так
как
процесс
передачи
электроэнергии
нельзя
назвать
простым
и
легким
.
А
то
,
что
электро
-
энергию
в
настоящее
время
нельзя
запасать
и
расходовать
по
необходимости
,
еще
боль
-
ше
усложняет
процессы
выработки
и
передачи
электроэнергии
и
предъявляет
серьезные
требования
к
надежности
элементов
схемы
передачи
электроэнергии
.
Процессы
генерации
,
передачи
и
потребления
электроэнергии
необходимо
оцени
-
вать
,
изучать
и
оптимизировать
в
целом
.
Повышение
надежности
одного
элемента
из
указанных
процессов
может
оказаться
нецелесообразным
и
привести
к
необоснованным
финансовым
затратам
.
Степень
надежности
звена
,
передающего
электроэнергию
,
долж
-
на
соответствовать
обоснованным
требованиям
потребителя
,
которые
должны
исходить
из
требований
нормативно
-
технических
документов
,
в
том
числе
п
. 1.2.19
Правил
эксплу
-
атации
электроустановок
[1].
При
обосновании
требований
к
надежности
сети
электроснабжения
электроприемни
-
ков
потребителей
«
завышение
»
требований
может
привести
к
удорожанию
(
иногда
значи
-
Воздушные
линии
23
тельному
)
как
строительства
,
так
и
эксплуатации
элементов
сети
электроснабжения
.
Реализация
потребителем
меро
-
приятий
по
повышению
устойчивости
нагрузки
позволяет
«
сбалансировать
»
требования
к
надежности
питающей
сети
и
структуру
нагрузки
,
исключить
«
завышение
»
требований
к
надежности
питающей
сети
.
Многие
проблемы
в
вопросах
передачи
электроэнергии
решались
и
решаются
при
ведущем
участии
отраслевой
на
-
уки
и
использовании
результатов
фундаментальных
иссле
-
дований
.
Одним
из
элементов
схемы
передачи
электроэнергии
являются
высоковольтные
воздушные
линии
электропере
-
дачи
(
ВЛ
).
Для
филиала
АО
«
Россети
Тюмень
»
Сургутские
электрические
сети
,
как
и
для
большинства
электросетевых
организаций
,
воздушные
линии
электропередачи
—
это
очень
важный
и
ответственный
элемент
электрической
сети
.
ВЛ
110
кВ
и
электрооборудование
подстанций
мо
-
гут
быть
представлены
количественным
эквивалентом
(
электрическими
условными
единицами
)
для
выполнения
экономических
расчетов
и
оценок
.
Количество
условных
единиц
ВЛ
110
кВ
составляют
в
5
раз
меньше
условных
единиц
,
чем
оборудование
подстанций
,
обслуживаемых
филиалом
.
Проведем
анализ
технологических
нарушений
в
период
с
2018
по
2022
годы
,
информация
о
которых
отражена
в
таб
-
лице
1.
Статистические
данные
о
технологических
нарушениях
за
период
с
2018
по
2022
год
представлены
на
рисунке
1.
Анализируя
приведенные
в
таблице
1
значения
,
можно
утверждать
:
–
количество
аварийных
отключений
ВЛ
110
кВ
в
6,7
раза
выше
,
чем
отключений
остального
подстанционного
оборудования
,
что
составляет
87%
от
общего
числа
аварийных
отключений
;
–
основной
причиной
большинства
аварийных
отклю
-
чений
ВЛ
110
кВ
являются
атмосферные
грозовые
Табл
. 1.
Технологические
нарушения
(2018–2022
гг
.)
№
п
/
п
Количество
технологических
нарушений
Год
2018
2019
2020
2021
2022
1
Всего
электросетевого
оборудования
,
из
них
:
21
35
67
71
22
1.1
Оборудования
подстанций
4
5
7
7
5
1.2
Воздушных
линий
110
кВ
,
из
них
:
17
30
60
64
17
1.2.1
Воздействие
сторонних
лиц
,
ветровые
нагрузки
и
т
.
д
.
14
13
6
12
4
1.2.2
Грозовые
отключения
,
из
них
:
3
17
54
53
12
1.2.2.1
Грозовые
отключения
с
неуспешным
АПВ
0
1
6
13
0
1.2.2.2
Грозовые
отключения
с
успешным
АПВ
3
16
48
40
12
Рис
. 1.
Статистические
данные
о
технологических
нарушениях
(2018–2022
гг
.)
Оборудование
подстанций
Воздушные
линии
110
кВ
,
из
них
:
Воздействие
сторонних
лиц
,
ветровые
нагрузки
и
т
.
д
.
Грозовые
отключения
,
из
них
:
Грозовые
отключения
с
неуспешным
АПВ
Грозовые
отключения
с
успешным
АПВ
14%
26%
13%
87%
74%
86%
24
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
перенапряжения
и
составляют
74%
от
общего
числа
отключений
ВЛ
110
кВ
;
–
значительную
часть
аварийных
отключений
ВЛ
110
кВ
,
вызванных
атмосферными
перенапряжениями
,
состав
-
ляют
отключения
с
успешными
автоматическими
повтор
-
ными
включениями
однократного
действия
(
УАПВ
)
линий
,
позволяющие
повторно
включать
линию
после
самоустранения
нарушения
изоляции
— 86%
от
общего
числа
грозовых
отключений
;
–
часть
аварийных
отключений
с
неуспешным
АПВ
ВЛ
110
кВ
,
вызванных
атмосферными
перенапряжениями
,
в
общем
количестве
грозовых
отключений
незначитель
-
на
и
составляет
14%
от
числа
грозовых
отключений
.
Можно
сделать
вывод
,
что
значительное
количество
аварийных
отключений
составляют
грозовые
отключения
ВЛ
110
кВ
с
успешным
АПВ
(
около
50%
аварийных
отключений
от
общего
числа
всех
технологических
нарушений
).
В
свою
очередь
,
перерывы
электроснабжения
потребителей
даже
первой
категории
на
время
АПВ
допускаются
без
отрица
-
тельных
последствий
для
потребителя
[1].
В
филиале
выполняются
мероприятия
по
повышению
грозоупорности
воздушных
линий
,
реализация
которых
всег
-
да
требует
финансовых
затрат
.
Поэтому
повышение
грозо
-
упорности
воздушных
линий
электропередачи
необходимо
решать
в
комплексе
с
вопросами
повышения
устойчивости
нагрузки
,
с
учетом
требований
нормативных
документов
и
экономической
целесообразности
.
При
аварийном
отключении
ВЛ
с
успешным
АПВ
про
-
исходит
перерыв
электроснабжения
потребителя
на
время
бестоковой
паузы
АПВ
и
«
сброс
» (
снижение
)
нагрузки
.
Да
-
лее
следует
«
набор
»
нагрузки
(
восстановление
нагрузки
до
предаварийных
значений
).
Можно
дать
оценку
экономическим
потерям
энергоснаб
-
жающей
организации
при
аварийном
отключении
воздушной
линии
с
успешным
АПВ
.
При
отключении
ВЛ
110
кВ
Полоц
-
кая
—
Агат
с
нагрузкой
26
МВт
происходит
перерыв
электро
-
снабжения
на
время
2
секунды
,
и
после
АПВ
восстановление
нагрузки
с
10
МВт
до
26
МВт
(
до
предаварийных
значений
)
происходит
в
течении
42
минут
.
Необходимо
отметить
,
что
значительная
часть
нагрузки
является
двигательной
.
На
рисунке
2
показан
график
набора
нагрузки
при
грозо
-
вом
отключении
ВЛ
110
кВ
Полоцкая
—
Агат
после
успешно
-
го
АПВ
с
односторонним
питанием
.
Финансовые
потери
энергоснабжающей
организации
при
аварийном
отключении
ВЛ
110
кВ
состоят
из
недоотпу
-
щенной
электроэнергии
потребителям
за
время
бестоковой
паузы
при
успешном
АПВ
и
снижения
потребления
электро
-
энергии
в
течение
восстановительного
периода
.
Величина
недоотпущенной
электроэнергии
будет
равна
:
W
=
W
УАПВ
+
W
восст
АПВ
= 0,014 + 5,6 = 5,614 (
МВт
·
ч
),
где
W
УАПВ
—
недоотпущенная
электроэнергия
при
успешном
АПВ
в
период
бестоковой
паузы
при
АПВ
,
МВт
·
ч
;
W
восст
АПВ
—
недоотпущенная
электроэнергия
при
успешном
АПВ
в
тече
-
ние
восстановительного
периода
,
МВт
·
ч
.
При
этом
финансовые
потери
в
денежном
выражении
за
недоотпущенную
электроэнергию
в
результате
одного
ава
-
рийного
отключения
будут
составлять
:
Воздушные
линии
Рис
. 2.
График
набора
нагрузки
ВЛ
110
кВ
Полоцкая
—
Агат
после
грозового
аварийного
отключения
с
УАПВ
с
односторонним
питанием
25
D
=
W
· T = 9813 (
руб
.),
где
D
—
финансовые
потери
,
руб
.;
W
—
недоотпущенная
электроэнергия
за
одно
аварийное
отключение
,
МВт
·
ч
; T —
тариф
,
руб
.
При
грозовом
отключении
ВЛ
110
кВ
с
неуспешным
АПВ
на
подстанциях
работает
автоматический
ввод
резерва
(
АВР
),
в
результате
чего
время
перерыва
электроснабжения
будет
незначительным
,
и
величина
недоотпущенной
элек
-
троэнергии
за
одно
аварийное
отключение
будет
сравнима
с
величиной
недоотпущенной
электроэнергии
при
успешном
АПВ
W
УАПВ
.
Рассмотрим
вариант
воздушной
линии
с
наибольшим
ко
-
личеством
отключений
в
грозовой
период
с
успешным
АПВ
,
равным
2,7
за
год
,
и
неуспешным
АПВ
— 0,9 (
из
статистики
за
пятилетний
период
).
Финансовые
потери
филиала
в
среднем
за
год
из
-
за
гро
-
зовых
отключений
рассматриваемой
ВЛ
110
кВ
составят
:
D
ВЛ
год
=
D
·
N
УАПВ
+
D
·
N
НАПВ
= 35 327 (
руб
.).
Удельные
финансовые
потери
на
100
км
воздушной
ли
-
нии
электропередачи
составят
40 144
руб
. (
D
ВЛ
год
уд
).
Потери
потребителя
электроэнергии
состоят
из
затрат
на
включение
под
напряжение
отключившихся
электропри
-
емников
во
время
бестоковой
паузы
при
АПВ
,
а
также
воз
-
можного
недовыпуска
продукции
за
период
восстановления
нагрузки
после
АПВ
.
Реализация
самозапуска
электропри
-
емников
,
использование
адаптируемого
к
автоматизации
оборудования
,
применение
накопителей
электроэнергии
и
т
.
д
. —
все
это
(
часть
мероприятий
по
повышению
устойчи
-
вости
нагрузки
)
позволило
бы
потребителю
экономить
свои
затраты
по
восстановлению
нагрузки
,
и
избежать
упущенной
выгоды
.
Со
стороны
энергоснабжающей
организации
снижения
количества
отключений
ВЛ
110
кВ
из
-
за
атмосферных
пере
-
напряжений
возможно
достичь
повышением
грозоупорности
воздушных
линий
электропередачи
.
На
практике
наиболее
часто
применяются
такие
способы
повышения
грозоупорно
-
сти
,
как
установка
линейных
ограничителей
перенапряже
-
ний
и
усиление
контуров
заземления
опор
.
Для
оценки
экономической
эффективности
меропри
-
ятий
можно
определить
срок
окупаемости
мероприятий
для
конкретных
ВЛ
110
кВ
.
Дадим
оценку
сроку
окупаемо
-
сти
мероприятий
по
усилению
контуров
заземления
опор
рассматриваемой
ВЛ
.
Удельная
стоимость
данного
меро
-
приятия
на
100
км
воздушной
линии
в
2019
году
составила
13 783
тыс
.
руб
.
При
абсолютной
эффективности
мероприятия
по
усиле
-
нию
контуров
заземления
опор
для
повышения
грозоупорно
-
сти
срок
его
окупаемости
будет
очень
значительным
.
Следует
отметить
,
что
«
усиление
»
контуров
заземле
-
ния
опор
не
позволяет
полностью
исключить
грозовые
от
-
ключения
.
Срок
окупаемости
мероприятия
по
повышению
грозо
-
упорности
путем
установки
нелинейных
ограничителей
пе
-
ренапряжений
с
искровым
промежутком
будет
превышать
срок
окупаемости
мероприятия
по
усилению
контуров
зазем
-
ления
опор
.
Установка
нелинейных
ограничителей
перенапряжений
с
искровым
промежутком
также
не
позволяет
полностью
ис
-
ключить
грозовые
отключения
.
Суммарное
количество
грозовых
отключений
двух
цепей
(
при
двухцепных
отключениях
)
ВЛ
110
Контур
—
Лульявин
-
ская
-1,2,
до
и
после
установки
ОПН
,
приведено
в
таблице
2.
Из
данных
таблицы
2
следует
,
что
в
результате
установ
-
ки
ОПН
на
первой
цепи
значительно
снизилось
количество
двухцепных
отключений
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявин
-
ская
-1,2
с
70
до
2 (
данные
по
отключениям
за
2016
год
не
учитываются
,
так
как
в
данный
период
производилось
осна
-
щение
линии
ОПН
).
Следует
отметить
,
что
основной
целью
реализации
ме
-
роприятия
по
установке
ОПН
было
снижение
количества
двухцепных
отключений
.
Из
данных
таблицы
3
следует
,
что
количество
грозовых
отключений
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-1,2
снизилось
как
первой
,
так
и
второй
цепи
,
включая
общее
снижение
с
83
до
23
отключений
.
Подтверждая
эффективность
мероприятия
по
повыше
-
нию
грозоупорности
ВЛ
путем
установки
ОПН
,
можно
сде
-
лать
вывод
,
что
полностью
исключить
грозовые
перекрытия
таким
образом
не
представляется
возможным
.
Последствия
перекрытия
изоляции
в
результате
грозовых
перенапря
-
жений
на
воздушной
линии
с
установленными
ОПН
(
опора
№
112
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-1)
показаны
на
рисунке
3.
Следует
отметить
,
что
величина
искрового
про
-
межутка
между
электродом
ОПН
и
проводом
соответствует
проектному
значению
.
Рассмотрим
результаты
поиска
мест
пробоя
изоля
-
ционных
промежутков
на
ВЛ
110
кВ
из
-
за
атмосферных
Табл
. 2.
Количество
двухцепных
грозовых
отключений
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-1,2
в
2010–2022
гг
.
Наименование
Количество
грозовых
отключений
в
год
,
шт
.
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Двухцепные
(1
и
2
цепи
)
16
4
16
10
10
14
–
–
–
–
–
2
–
Всего
70
2
26
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
перенапряжений
и
результаты
измерений
сопротивления
растеканию
тока
заземляющих
устройств
опор
,
на
которых
произошел
пробой
изоляционных
промежутков
.
На
рисунке
4
показаны
следы
перекрытия
изоляционно
-
го
промежутка
на
опоре
№
122
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Кон
-
тур
-1.
Сопротивление
растеканию
тока
контура
заземления
Воздушные
линии
Табл
. 3.
Количество
отключений
каждой
цепи
при
одноцепных
и
двухцепных
грозовых
отключениях
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-1,2
Наименование
Количество
грозовых
отключений
в
год
,
шт
.
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
цепь
9
2
11
5
6
10
–
1
1
–
2
5
–
Итого
43
9
2
цепь
9
4
8
5
6
8
–
2
–
–
1
9
2
Итого
40
14
1
и
2
цепь
18
6
19
10
12
18
–
3
1
–
3
14
2
Всего
83
23
Рис
. 3.
Следы
перекрытия
на
опоре
№
112
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-1
Рис
. 4.
Следы
перекрытия
на
опоре
№
122
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
-1:
а
)
фаза
А
;
б
)
фаза
В
б
)
а
)
27
данной
опоры
составляет
R
ЗУ
= 12,6
Ом
,
при
этом
удельное
сопротивление
грунта
уд
= 166
Ом
·
м
.
Приведены
примеры
пробоя
изоляционных
промежутков
на
ВЛ
110
кВ
в
результа
-
те
атмосферных
перенапряжений
на
опорах
,
сопротивление
растеканию
тока
контуров
заземления
R
ЗУ
которых
соответ
-
ствует
требованиям
п
. 2.5.129
Правил
эксплуатации
элек
-
троустановок
[1].
На
части
опор
эти
величины
ниже
нормируемых
зна
-
чений
(
опора
№
8
ВЛ
110
кВ
Западно
-
Камынская
—
Пим
-
ская
-1,2).
На
этой
же
опоре
выявлены
следы
перекрытий
на
двух
фазах
второй
цепи
(
рисунок
5).
Сопротивление
растеканию
тока
контура
заземления
данной
опоры
состав
-
ляет
R
ЗУ
= 11,8
Ом
,
при
этом
удельное
сопротивление
грун
-
та
уд
= 359
Ом
·
м
.
В
качестве
еще
одного
примера
можно
привести
случай
одновременного
отключения
двух
двухцеп
-
ных
ВЛ
110
кВ
(
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
1
и
2
цепи
;
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
КНС
-3
и
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Лямино
),
параллельно
проходящих
на
определенном
участке
.
На
ри
-
сунке
6
приведена
схема
расположения
участка
ВЛ
110
кВ
относительно
друг
друга
с
номерами
опор
.
На
схеме
также
указаны
расстояния
между
крайними
проводами
разных
ВЛ
110
кВ
,
осями
ВЛ
110
кВ
,
указаны
длины
пролетов
.
Возле
знаков
изображения
опор
условно
показаны
места
перекры
-
тий
изоляции
и
красным
цветом
выделена
перекрывавшая
-
ся
фазная
изоляция
.
Сопротивления
растеканию
тока
контуров
заземления
опор
с
перекрывавшейся
изоляцией
двух
двухцепных
ВЛ
110
кВ
(
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
1
и
2
цепи
;
и
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
КНС
-3
и
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Лямино
)
приведе
-
ны
в
таблице
4.
Это
может
быть
подтверждением
того
,
что
наличие
«
хорошего
»
контура
заземления
опоры
,
соответствующего
требованиям
нормативных
документов
,
не
является
гаран
-
тией
невозможности
грозового
перекрытия
изоляции
на
этой
опоре
.
Возможно
,
грозовые
перекрытия
изоляции
на
опо
-
Рис
. 5.
Следы
перекрытия
на
опоре
№
8
ВЛ
110
кВ
Западно
-
Камынская
—
Пимская
-1,2
ре
не
исключаются
при
R
ЗУ
,
близких
к
нулю
.
Индуктивное
сопротивление
опоры
при
расчетной
частоте
2
МГц
может
составлять
порядка
389
Ом
,
и
падение
напряжения
при
про
-
хождении
тока
молнии
равного
20
кА
через
опору
может
со
-
ставлять
7810
кВ
[2].
Чем
больше
напряжение
воздействую
-
щего
импульса
и
величина
стекающего
заряда
,
тем
больше
вероятность
большой
крутизны
фронта
импульса
и
больших
токов
молнии
.
При
рассмотрении
фотографий
элементов
ВЛ
со
следами
воздействия
дуги
разряда
видно
,
что
боль
-
шинство
разрядов
происходит
с
перекрытием
воздушных
промежутков
,
а
не
по
поверхности
изоляции
подвесных
Рис
. 6.
Схема
расположения
двух
двухцепных
ВЛ
110
кВ
,
параллельно
проходящих
на
определенном
участке
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
2
цепь
300
м
Оп
. 59
Оп
. 41
Оп
. 58
Оп
. 40
Оп
. 57
Оп
. 39
Оп
. 56
Оп
. 38
Оп
. 55
Оп
. 37
Оп
. 54
Оп
. 36
209
м
44
м
34
м
295
м
ф
.
А
,
В
,
С
ф
.
В
ф
.
В
ф
.
А
ф
.
А
ф
.
А
ф
.
А
269
м
295
м
262
м
285
м
197
м
300
м
261
м
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
1
цепь
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
КНС
-3
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Лямино
28
Ежеквартальный
спецвыпуск
№
4(35),
декабрь
2024
гирлянд
.
Можно
предположить
,
что
это
связано
с
большой
крутизной
импульса
,
что
провоцирует
вероятностный
ха
-
рактер
направления
развития
разряда
.
Следует
отметить
случаи
перекрытия
изоляционных
промежутков
на
анкерных
опорах
с
увеличенным
количеством
изоляторов
в
гирляндах
и
сопротивлением
растеканию
тока
контура
заземления
,
со
-
ответствующего
нормативным
значениям
.
Перекрытие
воз
-
душных
промежутков
происходит
при
наличии
гирлянд
как
из
стеклянных
изоляторов
,
так
и
из
полимерных
(
рисунок
7).
Это
может
быть
одним
из
возможных
подтверждений
воздей
-
ствия
грозовых
импульсов
с
«
нерасчетными
»
параметрами
,
что
вероятно
в
условиях
Западной
Сибири
,
и
возможно
при
влиянии
параметров
опоры
(
в
том
числе
индуктивности
)
на
создание
условий
для
«
обратного
»
перекрытия
изоляции
[2].
ВЫВОДЫ
1.
Проблемы
повышения
грозоупорности
воздушных
линий
электропередачи
необходимо
решать
в
комплексе
с
про
-
блемами
повышения
устойчивости
нагрузки
.
2.
Применение
нелинейных
ограничителей
перенапряже
-
ний
с
искровым
промежутком
или
линейных
разрядников
и
доведения
значений
сопротивления
растеканию
тока
контуров
заземления
опор
воздушных
линий
электро
-
передачи
110
кВ
до
нормируемого
значения
позволяет
уменьшить
количество
аварийных
отключений
,
но
не
создает
нулевую
вероятность
отключения
ВЛ
в
резуль
-
тате
атмосферных
перенапряжений
.
3.
В
условиях
Западной
Сибири
возможно
возникновение
молнии
с
нерасчетными
величинами
тока
.
Табл
. 4.
Измеренные
значения
сопротивлений
растеканию
тока
контуров
заземления
опор
двух
двухцепных
ВЛ
110
кВ
с
перекрывавшейся
изоляцией
Номер
п
/
п
Дата
измерения
Номер
опоры
Сопротивление
,
Ом
факт
норма
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Контур
1
и
2
цепи
1
19.07.2024
36
13,5
не
более
15
2
19.07.2024
37
15,0
не
более
15
3
17.07.2024
38
7,92
не
более
15
4
17.07.2024
39
28,2
не
более
15
5
17.07.2024
40
10,9
не
более
15
6
17.07.2024
41
8,94
не
более
15
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
Лямино
и
ВЛ
110
кВ
Пимская
—
КНС
-3
7
24.07.2024
54
28,4
не
более
15
8
24.07.2024
55
4,03
не
более
15
9
24.07.2024
56
78,8
не
более
15
Примечание
:
удельное
сопротивление
грунта
уд
= 307
Ом
·
м
Рис
. 7.
Следы
перекрытия
на
опоре
№
112
ВЛ
110
кВ
Контур
—
Лукьявинская
-2
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
устройства
электроустановок
.
М
.:
Альвис
, 2015. 816
с
.
2.
Буткевич
В
.
Ф
.,
Идиятул
-
лин
И
.
Г
.,
Уразалиев
И
.
Б
.
К
вопросу
грозоупорно
-
сти
воздушных
линий
электропередачи
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распреде
-
ление
, 2020,
№
5(62).
С
. 82–86.
Воздушные
линии
Оригинал статьи: О воздействии атмосферных перенапряжений на воздушные линии электропередачи 110 кВ
Статья посвящена рассмотрению вопросов воздействия атмосферных перенапряжений на воздушные линии электропередачи 110 кВ. Повышение грозоупорности воздушных линий необходимо решать в комплексе с вопросами повышения устойчивости нагрузки с учетом требований нормативных документов и экономической целесообразности. Основное количество аварийных отключений, которое расследуется и учитывается, а также влияет на оценку эффективности работы филиала, составляют грозовые отключения ВЛ 110 кВ с успешным автоматическим повторным включением. Приведены экономические потери электросетевой организации при аварийном отключении с успешным АПВ реальной линии.
