Труды КНЦ вып.4 (ЭНЕРГЕТИКА вып.2.1/2011(4))

выполнены в двухцепном варианте. При этом грозоупорность таких ВЛ в целом ниже грозоупорности одноцепных линий, поэтому неприемлемый показатель надежности грозозащиты приводит к серьезным финансовым потерям вследствие отключения линий и повреждения электрооборудования (выключателей, разъединителей, кабелей, трансформаторов и др.). Таким образом, в последние годы основное внимание научных, проектных и эксплуатирующих организаций направляется на обеспечение надежности работы ВЛ, в том числе при воздействии на их изоляцию грозовых перенапряжений. При ударе молнии в двухцепные линии, помимо отключения одной из цепей, в ряде случаев одновременно отключаются обе цепи. Так, по данным «Тюменьэнерго», в 2003 г. из 350 грозовых отключений ВЛ энергосистемы в 105 случаях одновременно отключались обе цепи, то есть доля двухцепных отключений составляет приблизительно 35%. В частности, обработка информации о грозовых отключениях показывает, что в 2003 г. в Ноябрьских электрических сетях (НЭС) ОАО «Тюменьэнерго», откуда получают электроэнергию объекты ОАО «Ноябрьскнефтегаз», имело место 132 отключения ВЛ 110 кВ, из которых в 40 случаях одновременно отключались обе цепи, то есть для НЭС доля двухцепных отключений равна приблизительно 30%. Двухцепные отключения, о которых речь шла выше, главным образом происходят из-за большого значения удельного сопротивления грунтов в некоторых районах по трассе ВЛ, где не удается обеспечить сопротивление заземления опор менее 10-20 Ом. В итоге происходят обратные перекрытия на различных фазах различных цепей. Кроме того, при грозовых ситуациях повреждалось электрооборудование подстанций. Почему же в предыдущий период эксплуатации на подстанциях 110 кВ оборудование не выходило из строя, а в последние годы при грозовых ситуациях все чаще они выходят из строя? Здесь отметим следующее: • по мере освоения новых месторождений нефти увеличивается количество и общая протяженность ВЛ 35-110 кВ, а следовательно, и количество распределительных устройств, поэтому будет расти число грозовых отключений ВЛ и повреждений электрооборудования; в этой ситуации следовало бы определить удельную повреждаемость, причем за базис принимать общую протяженность ВЛ и общее число подстанций; • значительная часть электрооборудования эксплуатируется более 15-20 лет, вследствие чего оно исчерпало свой ресурс и электрическая прочность изоляции существенно снизилась. Существует два подхода к обеспечению требуемой надежности изоляции[1]: 1) конструирование и изготовление изоляции, способной обеспечить необходимый уровень электрической прочности в течение всего периода ее эксплуатации, что весьма сложно и не всегда экономически целесообразно; 2) проведение для изоляции профилактических мероприятий в процессе ее эксплуатации (испытание повышенным напряжением). Именно этот подход определяет основной способ выявления слабых мест в изоляции в настоящее время. Аналогичная ситуация имеет место и в сетях 35 кВ. Это показывают статистические данные, собранные на ряде предприятий нефти и газа за 1995­ 2005 г. (табл.1). Применение традиционных мероприятий в ряде случаев не дает желаемого результата (приемлемой величины допустимого числа грозовых 119