54
СЕТИ
РОССИИ
в
о
з
д
у
ш
н
в
е
Л
Э
П
воздушнве ЛЭП
И
зложенный
в
статье
материал
во
многом
основан
на
опыте
эксплуатации
ВЛ
35—330
кВ
в
Северо
-
Запад
-
ном
регионе
РФ
,
а
конкретнее
на
системе
передачи
электро
-
энергии
между
Ленинградской
и
Мурманской
областями
.
Это
довольно
большой
ре
-
гион
,
растянутый
по
мериди
-
ану
почти
на
полторы
тысячи
километров
(
рис
. 1).
В
регио
-
не
две
атомные
электростан
-
ции
,
стратегический
Север
-
ный
флот
,
ряд
уникальных
добывающих
комбинатов
,
что
накладывает
повышен
-
ные
требования
к
надёжности
энергосистем
.
Следует
отметить
,
что
в
целом
технические
решения
,
заложенные
при
проектиро
-
вании
ЛЭП
в
условиях
Евро
-
пейского
Севера
страны
,
себя
оправдали
.
Общее
число
автоматических
отключений
линий
находится
на
уровне
среднего
.
Оптимизация
грозозащитных
мероприятий на ВЛ по
критериям требований
к надёжности
электроснабжения
Борис ЕФИМОВ, директор, д.т.н., профессор,
Василий СЕЛИВАНОВ, ведущий научный сотрудник, к.т.н.,
Центр физико-технических проблем энергетики
Севера Кольского научного центра РАН,
Натэлла ГУМЕРОВА, доцент, к.т.н., с.н.с., СПбГПУ
Рис
. 1.
Карта
Северо
-
Западного
региона
На
этом
фоне
резко
выделяются
число
и
доля
грозовых
отключений
.
По
этим
па
-
раметрам
северные
энергосистемы
в
разы
превосходят
сети
,
расположенные
в
райо
-
нах
с
гораздо
большей
грозовой
активно
-
стью
.
И
это
при
среднем
числе
грозовых
55
№
4 (31) 2015
часов
вдоль
трасс
ЛЭП
на
Кольском
полуострове
—
7,
против
60
и
более
часов
в
Южных
районах
страны
.
В
табл
. 1
приведены
данные
по
автоматическим
отключениям
линий
Центральных
электрических
се
-
тей
ОАО
«
Колэнерго
».
Причины
около
четверти
всех
отключений
не
были
установлены
.
Из
оставшихся
отключений
почти
половина
произошла
из
-
за
пора
-
жения
молнией
.
Насколько
эти
цифры
выделяются
на
общем
фоне
видно
из
табл
. 2.
Причины
низкой
грозоупорности
северных
сетей
известны
давно
.
Это
недостаточный
учёт
влияния
высокого
удельного
сопротивления
грунта
(
ρ
).
Типич
-
ное
значение
ρ
в
этих
районах
составляет
10000
Ом·м
и
более
.
Надёжность
ВЛ
330
кВ
Кольско
-
Карельского
тран
-
зита
в
1999—2010
гг
.
показана
в
табл
. 3.
В
летние
месяцы
подавляющая
часть
отключений
происходит
из
-
за
гроз
.
Это
видно
из
рис
. 2,
представ
-
ляющего
собой
наложение
распределений
отключе
-
ний
за
20
лет
.
Виден
резкий
июльский
пик
.
В
летние
месяцы
доля
грозовых
отключений
доходит
до
95
и
более
процентов
.
Тем
не
менее
,
энергосистема
в
целом
работает
надёжно
уже
80
лет
.
Конечно
,
за
это
время
были
ава
-
рии
по
грозовым
причинам
.
Но
подавляющее
число
грозовых
отключений
происходит
с
успешным
АПВ
или
ликвидируется
вручную
через
несколько
минут
.
Авторы
статьи
много
работают
с
персоналом
,
непо
-
средственно
обслуживающим
ВЛ
.
Персонал
привык
Табл
. 1.
Числа
автоматических
отключений
ВЛ
в
центральной
части
Кольского
полуострова
за
20
лет
наблюдений
(50 000
км
•
лет
)
Причины
отключений
Класс
напряжения
35
110
150
330
Все
Гроза
24
272
336
93
725
Другие
установленные
80
392
334
56
862
Неустановленные
47
294
176
37
554
Сумма
151
958
846
186
2141
Табл
. 2.
Удельные
числа
отключений
в
ряде
энергосистем
(
на
100
км
ЛЭП
и
год
эксплуатации
)
110
кВ
(
по
15
энергосистемам
)
220
кВ
(
по
11
энергосистемам
)
330
кВ
(
по
4
энергосистемам
)
Все
Гроза
%
гро
-
зовых
Все
Гроза
%
гро
-
зовых
Все
Гроза
%
гро
-
зовых
Средние
по
энергосистемам
9,4
0,88
9,4
3,4
0,48
14
2,2
0,39
10
110
кВ
154
кВ
330
кВ
ОАО
«
Колэнерго
»
5,2
1,48
29
4,16
1,65
39
2,7
1,36
50
Табл
. 3.
Отключения
ВЛ
330
кВ
Кольско
-
Карельского
транзита
(1999—2010
гг
. )
Наименование
ВЛ
Л
396
Л
395
Л
393
Л
391
Л
390
Л
392
Л
389
Длина
ВЛ
,
км
79
113
160
125
213
66
256
N
г
.
ч
.
,
ч
8
12
19
22
17
12
30
Число
лет
эксплуатации
11
11
12
11
11
11
15
Число
отключений
на
ВЛ
за
период
эксплуатации
общее
32
17
20
23
30
6
23
грозовых
21
12
24
14
20
4
11
Доля
грозовых
отключений
, %
65,6
70,6
76
60,9
66,7
66,7
47,8
Число
грозовых
отключений
в
год
1,9
1,1
1,7
1,3
1,8
0,4
1
Число
грозовых
отключений
на
100
км
в
год
2,4
1
1,1
1
0,9
0,6
0,4
Среднее
сопротивление
заземления
опор
R
ЗО
ср
.
57
54
37,4
31
42,9
26
20,4
56
СЕТИ РОССИИ
к
состоянию
дел
и
просто
не
верит
,
что
с
грозоупор
-
ностью
линий
есть
особые
проблемы
по
сравнению
с
другими
регионами
.
Сказанное
в
полной
мере
относится
ко
многим
высоковольтным
сетям
в
России
.
Что
говорит
об
этом
ПУЭ
?
Ниже
приведены
выдержки
из
основных
пунктов
ПУЭ
,
относящихся
собственно
к
линиям
[1]:
«(
П
. 2.5.116)
Воздушные
линии
110—750
кВ
с
ме
-
таллическими
и
железобетонными
опорами
долж
-
ны
быть
защищены
от
прямых
ударов
молнии
тро
-
сами
по
всей
длине
.
Сооружение
ВЛ
110—500
кВ
или
их
участков
без
тросов
допускается
:
1)
в
районах
с
числом
грозовых
часов
в
году
ме
-
нее
20;
2)
на
участках
ВЛ
в
районах
с
плохо
проводящи
-
ми
грунтами
(
ρ
> 103
Ом
·
м
).
Число
грозовых
отключений
ВЛ
110—330
кВ
для
этих
случаев
,
определённое
расчётом
с
учётом
опыта
эксплуатации
,
не
должно
превышать
трёх
в
год
.
(
П
. 2.5.129)
На
ВЛ
должны
быть
заземлены
опо
-
ры
,
имеющие
грозозащитный
трос
.
Таблица
2.5.19
Наибольшее
сопротивление
заземляющих
устройств
опор
ВЛ
Удельное
эквивалент
-
ное
сопротивление
грунта
ρ
,
Ом
•
м
Наибольшее
сопро
-
тивление
заземляю
-
щего
устройства
,
Ом
До
100
10
Более
100
до
500
15
Более
500
до
1000
20
Более
1000
до
5000
30
Более
5000
6•10
-3
ρ
Для
ВЛ
,
защищённых
тросами
,
сопротив
-
ления
заземляющих
устройств
,
выполненных
по
условиям
молниезащиты
,
должны
обеспечи
-
ваться
при
отсоединённом
тросе
.
Сопротивления
заземляю
-
щих
устройств
опор
ВЛ
долж
-
ны
…
измеряться
при
токах
промышленной
частоты
в
пе
-
риод
их
наибольших
значений
в
летнее
время
.»
Правда
,
в
ПУЭ
есть
оговорка
:
«
Допускается
превышение
сопротивлений
заземления
ча
-
сти
опор
по
сравнению
с
нор
-
мируемыми
значениями
,
если
имеются
опоры
с
пониженны
-
ми
значениями
сопротивлений
заземления
,
а
ожидаемое
число
грозовых
отключений
не
пре
-
вышает
значений
,
получаемых
при
выполнении
требований
табл
. 2.5.19
для
всех
опор
ВЛ
.»
Тут
много
вопросов
.
Почему
для
линий
без
тро
-
сов
допускается
всегда
три
отключения
в
год
незави
-
симо
от
ответственности
линий
?
Что
такое
«
расчёт
с
учётом
опыта
эксплуатации
»
и
«
ожидаемое
чис
-
ло
грозовых
отключений
»?
А
для
линии
с
тросами
?
Считается
,
что
надёжность
работы
достигается
при
выполнении
требований
таблицы
независимо
от
гро
-
зовой
деятельности
?
Вообще
откуда
взяты
цифры
в
таблице
?
И
многое
другое
.
Требования
таблицы
в
очень
многих
случаях
про
-
сто
невыполнимы
,
что
ведёт
к
эксплуатации
с
нару
-
шением
требований
нормативных
документов
.
Это
в
любом
случае
плохо
.
На
практике
сопротивления
за
-
землений
опор
(
для
тросовых
ВЛ
)
могут
составлять
сотни
Ом
и
единицы
кОм
.
Далее
.
Тросы
часто
наглухо
приварены
к
опорам
.
В
этой
ситуации
измерения
сопротивлений
на
часто
-
те
50
Гц
бессмысленны
,
так
как
через
тросы
измеря
-
ется
сопротивление
всей
системы
заземлений
линии
вместе
с
оконечными
подстанциями
.
Получается
,
что
всё
благополучно
.
На
самом
деле
нужны
импульс
-
ные
(
микросекундные
)
измерения
сопротивлений
за
-
землений
опор
,
что
частично
уже
делается
в
Сибири
,
у
нас
на
Северо
-
Западе
,
на
Кавказе
и
,
возможно
,
в
других
регионах
РФ
.
Но
,
строго
говоря
,
ориентация
на
результаты
импульсных
измерений
—
это
тоже
нару
-
шение
ПУЭ
,
в
которых
чётко
оговорено
— «
на
про
-
мышленной
частоте
».
Можно
ещё
критиковать
положения
этой
части
ПУЭ
,
но
и
из
сказанного
ясно
,
что
нужна
кардиналь
-
ная
переработка
многих
моментов
.
Второй
документ
,
регламентирующий
грозозащи
-
ту
ВЛ
, —
это
Руководство
по
защите
от
перенапря
-
жений
[2],
выдержки
из
которого
приведены
далее
.
«
Средства
грозозащиты
ВЛ
7.4.
В
качестве
основных
средств
грозозащиты
ВЛ
используются
:
•
подвеска
заземлённых
тросов
;
•
снижение
сопротивлений
заземлений
опор
;
•
повышение
импульсной
прочности
линейной
изоляции
;
Рис
. 2.
Распределение
автоматических
отключений
линий
35—330
кВ
«
Колэнерго
»
по
месяцам
600
500
400
300
200
100
0
янв
.
фев
.
март апр
.
май июнь июль авг
.
сен
.
окт
.
нояб
.
дек
.
57
№
4 (31) 2015
•
защита
отдельных
опор
и
участков
с
ослаблен
-
ной
изоляцией
;
•
ограничители
перенапряжений
(
ОПН
).
Резервным
средством
повышения
надёжности
и
бесперебойности
работы
ВЛ
является
автома
-
тическое
повторное
включение
(
АПВ
).
Категории
ВЛ
8.2.3
По
совокупности
природно
-
климатических
условий
,
влияющих
на
грозоупорность
ВЛ
,
и
их
от
-
ветственности
,
ВЛ
разделяются
на
следующие
категории
.
А
.
ВЛ
,
проходящие
в
районах
с
умеренной
гро
-
зовой
деятельностью
(N < 40
грозовых
часов
)
и
удовлетворительными
характеристиками
грун
-
тов
(
ρ
< 1000
Ом·м
).
К
этой
категории
относится
большинство
эксплуатируемых
ВЛ
в
крупных
энер
-
госистемах
,
отключение
которых
,
в
том
числе
и
с
неуспешным
АПВ
,
не
приводит
к
перерыву
элек
-
троснабжения
потребителей
.
Б
.
ВЛ
,
проходящие
в
районах
с
повышенной
гро
-
зовой
активностью
(N
≥
40
грозовых
часов
)
или
с
высокими
удельными
сопротивлениями
грунтов
(
ρ
≥
1000
Ом·м
).
В
.
Особо
ответственные
ВЛ
:
межсистемные
связи
;
незарезервированные
источники
питания
;
двухцепные
ВЛ
,
используемые
в
качестве
неза
-
висимых
источников
питания
;
ВЛ
,
отходящие
от
АЭС
;
практически
все
ВЛ
500
и
750
кВ
и
т
.
д
.
Допустимое
число
отключений
ВЛ
8.2.4.
Общим
ориентиром
для
выбора
средств
грозозащиты
может
быть
учёт
эксплуатацион
-
ных
показателей
надёжности
ВЛ
,
достигнутых
в
конкретном
регионе
…
8.2.5.
Практическим
критерием
для
определе
-
ния
допустимого
числа
грозовых
отключений
…
ВЛ
110—330
кВ
категорий
«
А
»
и
«
Б
»
является
…
со
-
блюдение
нормированной
периодичности
ремонта
линейных
выключателей
…
8.2.6.
Удельное
число
отключений
ВЛ
110—
330
кВ
категории
«
В
»
должно
быть
,
по
крайней
мере
,
вдвое
меньше
,
чем
других
ВЛ
в
данном
реги
-
оне
…».
В
этом
документе
подробнее
перечислены
сред
-
ства
грозозащиты
ВЛ
.
Прежде
всего
учтены
особен
-
ности
линий
.
Все
линии
разделены
на
три
группы
.
Линии
«
А
» —
это
линии
в
обычных
грозовых
и
грун
-
товых
условиях
.
Линии
«
Б
» —
это
линии
в
условиях
высокой
грозовой
активности
или
низкой
проводимо
-
сти
грунта
. «
В
» —
особо
ответственные
линии
.
В
основном
,
в
приведённых
и
других
местах
«
Руко
-
водства
»
упор
делается
на
сопоставление
с
опытом
эксплуатации
.
Конкретных
данных
по
допустимым
сопротивлениям
заземлений
опор
не
приводится
.
Априори
считается
,
что
состояние
грозоупорности
работающих
линий
определяется
не
соответствием
конкретным
требованиям
ПУЭ
(
сопротивление
за
-
землений
опор
,
соблюдение
допустимого
защитного
угла
тросов
и
т
.
п
.),
а
числом
отключений
с
учётом
их
возможных
последствий
для
электроснабжения
по
-
требителей
.
Всё
это
,
безусловно
,
правильно
.
Но
возникают
проблемы
с
допустимым
числом
грозовых
отклю
-
чений
.
Вводить
конкретные
цифры
,
как
это
сделано
в
ПУЭ
для
бестросовых
линий
(
не
более
трёх
!),
во
многом
бессмысленно
.
Слишком
велик
разброс
ус
-
ловий
эксплуатации
линий
,
в
том
числе
ВЛ
,
как
эле
-
мента
сетей
.
По
этим
же
причинам
трудно
и
норми
-
ровать
удельное
и
общее
число
отключений
.
Тогда
в
качестве
единственного
практического
критерия
для
определения
допустимого
числа
от
-
ключений
линий
типа
«
А
»
и
«
Б
»
называется
условие
Издательство
журнала
«
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
»
выпустило
книгу
академика
РАЕН
,
профессора
Владимира
Абрамовича
Непомнящего
Тираж
книги
5000
экз
.,
объём
196
с
.,
формат
170
х
235
мм
.
Для
приобретения
издания
необходимо
позвонить
по
многоканальному
телефону
+7 (495) 645-12-41
или
написать
по
e-mail: [email protected]
58
СЕТИ РОССИИ
соблюдения
нормированной
периодичности
ремон
-
та
линейных
выключателей
.
Но
для
современных
элегазовых
выключателей
допустимое
число
отклю
-
чений
токов
КЗ
существенно
выше
,
чем
у
масляных
и
воздушных
аналогов
,
и
этот
критерий
теряет
свою
актуальность
.
Для
линий
категории
«
В
»
декларируется
необ
-
ходимость
применения
всех
средств
грозозащиты
и
снижения
числа
грозовых
отключений
не
менее
,
чем
в
два
раза
по
сравнению
с
остальными
ВЛ
в
данном
регионе
.
Аналогично
с
ситуацией
по
ПУЭ
можно
продол
-
жать
критиковать
положения
«
Руководства
»,
но
,
как
нам
кажется
,
нужно
просто
привести
требования
нор
-
мативных
документов
в
соответствие
с
опытом
экс
-
плуатации
.
Для
этого
нужно
изменить
подход
к
гро
-
зозащите
основной
части
ВЛ
.
Категории
«
А
»
и
«
Б
»
нужно
объединить
.
Если
отключения
действующих
линий
в
течение
многих
лет
не
влияют
(
или
влияют
в
допустимых
пределах
)
на
надёжность
электроснаб
-
жения
,
то
нужно
вообще
отказаться
от
новых
грозо
-
защитных
мероприятий
.
То
есть
не
трогать
опоры
с
существующими
(
пусть
и
очень
большими
)
сопро
-
тивлениями
заземления
,
оставить
тросы
только
на
тех
участках
,
где
они
висят
в
настоящее
время
.
Мало
того
,
если
наличие
тросов
затрудняет
обслуживание
линий
,
то
можно
ставить
вопрос
об
их
частичном
сня
-
тии
.
Из
этого
следует
,
что
можно
отказаться
от
регу
-
лярных
измерений
сопротивлений
заземлений
опор
.
Тем
более
,
что
эти
измерения
,
выполняемые
по
при
-
нятой
в
настоящее
время
методике
,
на
ВЛ
с
глухо
за
-
землёнными
тросами
не
отражают
реальную
картину
.
Кроме
того
,
следует
понимать
,
что
линии
в
процес
-
се
длительной
эксплуатации
в
любом
случае
будут
отключаться
по
разным
причинам
.
Если
доля
грозо
-
вых
отключений
относительно
невелика
,
эти
отклю
-
чения
не
несут
какой
-
то
особо
опасной
специфики
и
большинство
из
них
успешно
ликвидируются
АПВ
,
то
нужно
ли
усложнять
конструкцию
ВЛ
и
заземлений
.
Это
приводит
к
тому
,
что
приведённые
выше
тре
-
бования
ПУЭ
и
РД
можно
будет
рассматривать
лишь
как
ориентиры
.
А
основным
критерием
для
принятия
мер
по
повышению
надёжности
грозозащиты
линий
станет
только
общая
(
сетевая
)
надёжность
электро
-
снабжения
потребителей
.
По
аналогии
с
наведёнными
напряжениями
мож
-
но
определить
список
линий
,
которым
не
предъяв
-
ляется
особых
требований
по
грозозащите
,
и
узако
-
нить
их
современное
состояние
.
К
этому
типу
будет
относиться
подавляющее
большинство
линий
.
Далее
можно
выделить
линии
,
которые
имеют
специфику
в
плане
грозозащиты
.
Например
,
в
Коль
-
ской
энергосистеме
есть
линия
,
которая
отключалась
из
-
за
гроз
10
раз
в
течение
одних
суток
.
До
этого
и
потом
она
ничем
не
отличалась
от
остальных
линий
.
Есть
длинная
двухцепная
линия
150
кВ
без
троса
,
у
которой
число
одновременных
отключений
обеих
цепей
составляет
70%
от
общего
числа
грозовых
от
-
ключений
.
Но
эта
линия
работает
параллельно
с
си
-
стемообразующей
линией
330
кВ
и
,
в
принципе
,
от
-
ключение
обеих
цепей
,
особенно
с
успешным
АПВ
,
в
период
летних
нагрузок
не
является
критичным
для
работы
энергосистемы
.
Такие
линии
(
их
будут
единицы
)
должны
рассматриваться
как
потенциаль
-
но
требующие
особого
внимания
и
являющиеся
(
по
-
тенциально
)
объектами
для
усиления
грозозащиты
.
В
МРСК
и
ФСК
практически
все
эти
линии
известны
.
Наконец
третья
группа
линий
соответствует
груп
-
пе
«
В
»
из
«
Руководства
».
Здесь
при
недостаточной
надёжности
их
работы
в
грозовой
сезон
нужны
не
-
тривиальные
меры
.
Безусловная
подвеска
тросов
на
изоляторах
с
искровым
промежутком
,
как
это
предписывается
ПУЭ
.
Систематическое
измерение
сопротивлений
заземления
каждой
опоры
,
причём
способом
,
воспроизводящим
характер
заземления
при
импульсных
молниевых
воздействиях
.
Подвеска
линейных
ограничителей
перенапряжений
и
разряд
-
ников
по
специальному
проекту
.
Возможно
массовое
применение
мультикамерных
разрядников
.
Но
таких
линий
в
любой
энергосистеме
немного
.
Их
действи
-
тельно
реально
можно
модернизировать
в
обозри
-
мый
срок
,
а
новые
линии
этой
категории
следует
строить
с
учётом
накопленного
опыта
эксплуатации
.
Всё
это
почти
очевидно
.
Но
в
последнее
время
появилась
тенденция
завышения
требований
по
грозозащите
.
Вплоть
до
достижения
надёжности
—
одно
грозовое
отключение
всей
линии
раз
в
десять
лет
.
Непонятно
—
зачем
это
нужно
?
Ведь
всегда
есть
отключения
по
другим
,
в
том
числе
и
невыясненным
,
причинам
.
А
отсюда
стремление
в
массовом
порядке
подвешивать
линейные
ОПН
и
,
возможно
,
мультика
-
мерные
разрядники
.
Но
ведь
при
большом
числе
до
-
полнительных
элементов
на
линии
рано
или
поздно
начнёт
сказываться
их
собственная
аварийность
.
Например
,
из
-
за
ветровых
,
гололёдных
перегрузок
,
вандализма
охотников
и
массы
других
факторов
,
ко
-
торые
сейчас
трудно
предвидеть
.
Не
лучше
ли
обе
-
спечивать
надёжность
системы
передачи
энергии
сетевыми
методами
?
Сейчас
есть
положительный
опыт
применения
ОПН
на
линиях
.
Прежде
всего
,
это
двухцепная
ли
-
ния
400
кВ
(
Линке
1,2),
подключённая
к
Выборгской
вставке
постоянного
тока
,
две
линии
220
кВ
в
райо
-
не
Тынды
,
линия
220 (500)
кВ
«
Центральная
—
Даго
-
мыс
».
Но
опыт
эксплуатации
этих
линий
составляет
единицы
грозовых
сезонов
,
а
зарубежный
опыт
не
всегда
применим
по
ряду
причин
.
Да
и
нет
острой
необходимости
скорейшего
массового
внедрения
линейных
разрядников
и
ограничителей
перенапря
-
жений
.
Естественно
кроме
заинтересованности
про
-
изводителей
соответствующего
оборудования
.
При
недостаточной
обоснованности
такого
спосо
-
ба
повышения
общей
надёжности
работы
ВЛ
можно
получить
обратный
эффект
,
что
уже
происходило
из
-
за
аварий
с
разрядниками
на
линиях
в
прошлом
веке
(
например
,
в
Донбассэнерго
).
ЛИТЕРАТУРА
1.
Правила
устройства
электроустановок
(
ПУЭ
).
7-
е
издание
,
переработанное
и
дополненное
.
2.
Руководство
по
защите
электрических
сетей
6—1150
кВ
от
грозовых
и
внутренних
перена
-
пряжений
(
РД
153-34.3-35.125-99)/
под
науч
.
ред
.
Н
.
Н
.
Тиходеева
, 2-
е
изд
.,
СПб
, 1999, 353
с
.
Оригинал статьи: Оптимизация грозозащитных мероприятий на ВЛ по критериям требований к надёжности электроснабжения
Изложенный в статье материал во многом основан на опыте эксплуатации ВЛ 35—330 кВ в Северо-Западном регионе РФ, а конкретнее на системе передачи электроэнергии между Ленинградской и Мурманской областями.
