Расстояние от газопровода до опоры лэп: NormaCS ~ Ответы экспертов ~ Каким пунктом ПУЭ руководствоваться при определении расстояний от ВЛ до узла подключения на промысловом газопроводе высокого давления?

17.07.202329.04.2023 alexxlab 0 Комментариев

Содержание

ПУЭ 7. Пересечение и сближение ВЛ с надземными и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами | Библиотека

13 декабря 2006 г. в 18:44
3012042

Поделиться
Пожаловаться

Раздел 2. Канализация электроэнергии

Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ

Пересечение и сближение ВЛ с надземными и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами

2.5.279. Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводами*, а также с пассажирскими канатными дорогами рекомендуется принимать близким к 90°.

* Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов.

Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов, а также с промышленными канатными дорогами не нормируется.

2.5.280. Пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными и промысловыми трубопроводами* для транспорта горючих жидкостей и газов, как правило, не допускается.

* Магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются магистральные трубопроводы.

Допускается пересечение этих ВЛ с действующими однониточными наземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов при прокладке трубопроводов в насыпи.

В районах с вечномерзлыми грунтами допускается пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными нефтепроводами, а также с их техническими коридорами без прокладки нефтепроводов в насыпи. При этом нефтепроводы на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения с ВЛ должны отвечать требованиям, предъявляемым к участкам трубопроводов категории I, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — категории В по строительным нормам и правилам магистральные трубопроводы.

В пролетах пересечения с ВЛ надземные и наземные трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями, исключающими попадание проводов на трубопровод как при их обрыве, так и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения.

Ограждения должны быть рассчитаны на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опор ВЛ, ограничивающих пролет пересечения, и на термическую стойкость при протекании токов КЗ.

Ограждение должно выступать по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры.

2.5.281. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с надземными и наземными трубопроводами, а также с канатными дорогами, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами площадью сечения по алюминию 120 мм² и более или со стальными канатами площадью сечения 50 мм² и более, кроме пересечений с пассажирскими канатными дорогами, допускаются анкерные опоры облегченной конструкции или промежуточные опоры.

Поддерживающие зажимы на промежуточных опорах должны быть глухими.

При сооружении новых трубопроводов и канатных дорог под действующими ВЛ 500 кВ и выше переустройство ВЛ не требуется, если выдерживается наименьшее расстояние в соответствии с табл.2.5.39.

Таблица 2.5.39. Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог.

Пересечение, сближение и параллельное следование	Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
Пересечение, сближение и параллельное следование	До 20	35	110	150	220	330	500	750
Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении:
– от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубопровода или канатной дороги в нормальном режиме	3*	4	4	4,5	5	6	8	12
– то же, при обрыве провода в смежном пролете	2*	2*	2*	2,5	3	4	–	–
Расстояния по горизонтали:
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части:
– магистрального нефтепровода и нефтепродуктопровода	50 м, но не менее высоты опоры
– газопровода с избыточным давлением свыше 1,2 МПа (магистрального газопровода)	Не менее удвоенной высоты опоры, но не менее 50 м
– трубопровода сжиженных углеводородных газов	Не менее 1000 м
– аммиакопровода	3-кратная высота опоры, но не менее 50 м
– немагистральных нефтепровода и нефтепродуктопровода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостока, тепловой сети	Не менее высоты опоры**
Помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок:
компрессорных (КС) и газораспределительных (ГРС) станций:
– на газопроводах с давлением свыше 1,2 МПа	80	80	100	120	140	160	180	200
– на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее	Не менее высоты опоры плюс 3 м
– нефтеперекачивающих станций (НПС)	40	40	60	80	100	120	150	150
2) при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части:
– трубопровода, защитных устройств трубопровода или канатной дороги	Не менее высоты опоры
– то же, на участках трассы в стесненных условиях	3	4	4	4,5	5	6	6,5	15

* При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м.

**Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим сооружением и ВЛ следует принимать не менее высоты этого сооружения.

Примечание. Приведенные в таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства.

В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений.

2.5.282. Провода ВЛ должны располагаться над надземными трубопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допускается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Крепление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается.

Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (2.5.280) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. табл.2.5.39).

2.5.283. В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопроводы, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом.

2.5.284. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании с надземными и наземными трубопроводами и канатными дорогами должны быть не менее приведенных в табл.2.5.39*.

* Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.

Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее значений, приведенных в табл.2.5.39:

при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 500 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля — для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2. 5.55 и температуре воздуха при гололеде — согласно 2.5.51.

В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм² при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм

2 и более проверка при обрыве провода не требуется.

Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном следовании с техническими коридорами надземных и наземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна проходить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера* при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиакопроводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.

* Здесь и далее к районам Западной Сибири относятся нефтегазодобывающие районы Тюменской и Томской областей и Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского округов и к районам Крайнего Севера — территория, включенная в это понятие Постановлением Совета Министров СССР от 10.

10.67.

2.5.285. Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м.

На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах.

2.5.286. На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неотклоненного провода должны иметь для ВЛ до 20 кВ категорию, отвечающую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше — на одну категорию выше.

Elec.ru в любимой социальной сети Pinterest
Актуальные новости, мероприятия, публикации и обзоры в удобном формате.

ПУЭ 7. Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами | Библиотека

13 декабря 2006 г. в 18:44
3012042

Поделиться
Пожаловаться

Раздел 2.

Канализация электроэнергии

Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ

Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами

2.5.287. Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными магистральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами* не нормируется.

* Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводами для транспорта горючих, жидкостей и газов; магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются магистральными трубопроводами.

Угол пересечения ВЛ 110 кB и выше с вновь сооружаемыми подземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°.

Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется.

2.5.288. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в табл.2.5.40*.

Таблица 2.5.40. Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей.

Пересечение, сближение или параллельное следование	Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
Пересечение, сближение или параллельное следование	До 20	35	110	150	220	330	500	750
Расстояние по горизонтали:
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части:
– магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы)	10	15	20	25	25	30	0	40
трубопроводов сжиженных углеводородных газов	Не менее 1000 м
2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в п. 1	5	5	10	10	10	15	25	25
3) при пересечении, сближении и параллельном следовании от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры:
– до немагистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводов и до газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее	5	5	10	10	10	10	10	25
– до водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостоков, дренажей тепловых сетей	2	2	3	3	3	3	3	10

В исключительных случаях допускается в процессе проектирования уменьшение до 50% расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т. п.), приведенных в п.3 табл.2.5.40 для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее.

При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопроводов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы.

В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами подземных магистральных трубопроводов для транспорта горючих жидкостей и газов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.

2.5.289. Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных трубопроводов по 2.5.285 и по табл.2.5.39 соответственно.

2.5.290. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в п. 1 табл.2.5.40 должны иметь категорию:

для газопроводов и ВЛ 500 кВ и выше — не менее II;
для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже — не менее III;
для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ — не менее III.

Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответствовать строительным нормам и правилам.

Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы, прокладываемые в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, при пересечении с ВЛ на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения должны быть не ниже II категории, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — I категории.

Elec.ru в любимой социальной сети ВКонтакте
Актуальные новости, мероприятия, публикации и обзоры в удобном формате.

49 CFR § 192.179 — Клапаны линии передачи. | Электронный свод федеральных правил (e-CFR) | Закон США

§ 192.179 Клапаны линий электропередач.

(a) Каждая линия электропередачи, за исключением морских участков, должна иметь разделительные запорные клапаны, расположенные следующим образом, если только в конкретном случае Администратор не сочтет, что альтернативное расстояние обеспечит эквивалентный уровень безопасности:

(1) Каждая точка трубопровода в местоположении класса 4 должна находиться в пределах 2 1/2 мили (4 км) клапана.

(2) Каждая точка трубопровода в районе класса 3 должна находиться в пределах 4 миль (6,4 км) от клапана.

(3) Каждая точка трубопровода в месте расположения класса 2 должна находиться в пределах 7 1/2 мили (12 километров) клапана.

(4) Каждая точка трубопровода в районе Класса 1 должна находиться в пределах 10 миль (16 километров) от клапана.

(b) Каждый секционный запорный клапан на линии электропередачи, за исключением морских участков, должен соответствовать следующим требованиям:

(1) Клапан и управляющее устройство для открытия или закрытия клапана должны быть легко доступны и защищены от несанкционированного доступа и повреждения.

(2) Клапан должен иметь опору, чтобы предотвратить оседание клапана или движение трубы, к которой он прикреплен.

(c) На каждом участке линии электропередачи, за исключением морских участков, между клапанами магистральной линии должен быть продувочный клапан с достаточной пропускной способностью, чтобы обеспечить максимально быструю продувку линии электропередачи. Каждый продувочный выпуск должен располагаться так, чтобы газ мог безопасно выбрасываться в атмосферу, а если линия электропередач примыкает к воздушной линии электропередач, так, чтобы газ был направлен в сторону от электрических проводников.

(d) Морские участки линий электропередач должны быть оборудованы клапанами или другими компонентами для перекрытия потока газа на морскую платформу в аварийной ситуации.

(e) Для участков наземных магистральных трубопроводов с диаметром больше или равным 6 дюймам, построенных после 10 апреля 2023 г., оператор должен установить предохранительные клапаны (RMV) или альтернативную эквивалентную технологию всякий раз, когда необходимо установить клапан для соблюдения соответствующих требований к расстоянию между клапанами, изложенных в этом разделе. Оператор, желающий использовать альтернативную эквивалентную технологию, должен уведомить PHMSA в соответствии с процедурами, изложенными в пункте (g) настоящего раздела. Все RMV и альтернативные эквивалентные технологии, установленные в соответствии с настоящим параграфом, должны соответствовать требованиям §§ 19.2,634 и 192,636. Исключением из требований по установке данного параграфа являются участки трубопровода в местах расположения Класса 1 или Класса 2, которые имеют радиус потенциального воздействия (PIR), как определено в § 192.903, 150 футов или менее. Оператор может запросить продление сроков соблюдения требований по установке, установленных в этом параграфе (e), если он может продемонстрировать PHMSA в соответствии с процедурами уведомления в § 192.18, что эти сроки соблюдения требований по установке будут экономически, технически или эксплуатационно невыполнимы для конкретного нового трубопровода.

(f) Для полностью замененных сегментов наземных магистральных трубопроводов, как определено в § 192. 3, с диаметром больше или равным 6 дюймам, которые установлены после 10 апреля 2023 года, оператор должен установить RMV или альтернативную эквивалентную технологию всякий раз, когда Клапан должен быть установлен в соответствии с требованиями к расстоянию между клапанами, указанными в этом разделе. Оператор, желающий использовать альтернативную эквивалентную технологию, должен уведомить PHMSA в соответствии с процедурами, изложенными в пункте (g) настоящего раздела. Все RMV и альтернативные эквивалентные технологии, установленные в соответствии с настоящим параграфом, должны соответствовать требованиям §§ 19.2,634 и 192,636. Требования этого параграфа применяются, когда применимый проект замены трубопровода включает клапан путем добавления, замены или удаления. Требования к установке этого параграфа не применяются к сегментам труб в местах расположения Класса 1 или Класса 2, которые имеют PIR, как определено в § 192.903, который меньше или равен 150 футам. Оператор может запросить продление срока соблюдения требований настоящего параграфа, если он может продемонстрировать PHMSA в соответствии с процедурами уведомления в § 19. 2.18, что эти сроки соблюдения требований по установке будут экономически, технически или эксплуатационно невыполнимыми для конкретного проекта замены трубопровода.

(g) Если оператор решит использовать альтернативную эквивалентную технологию в соответствии с пунктом (e) или (f) настоящего раздела, оператор должен уведомить об этом PHMSA в соответствии с процедурами, изложенными в § 192.18. Оператор должен включить техническую оценку и оценку безопасности в свое уведомление для PHMSA. Клапаны, устанавливаемые в качестве альтернативной эквивалентной технологии, должны соответствовать §§ 19.2,634 и 192,636. Оператор, запрашивающий использование ручных клапанов в качестве альтернативной эквивалентной технологии, должен также включить в уведомление, направленное в PHMSA, демонстрацию того, что установка RMV, как это требуется в противном случае, будет экономически, технически или эксплуатационно невыполнимой. Оператор может использовать клапан компрессорной станции с ручным управлением на станции с постоянным персоналом в качестве альтернативной эквивалентной технологии, и использование такого клапана не требует уведомления PHMSA в соответствии с § 19. 2.18, но он должен соответствовать § 192.636.

(h) Требования пункта (а) настоящего раздела к расстоянию между клапанами не применяются к замене труб на трубопроводе, если расстояние между каждой точкой трубопровода и ближайшим клапаном не превышает:

(1) Четыре (4) мили в местах класса 4, с общим расстоянием между клапанами не более 8 миль;

(2) Семь с половиной (7 1/2) мили в местах класса 3, с общим расстоянием между клапанами не более 15 миль; или

(3) Десять (10) миль в местах расположения Класса 1 или 2 с общим расстоянием между клапанами не более 20 миль.

[35 FR 13257, 19 августа 1970 г., с поправками, внесенными Amdt. 192-27, 41 FR 34606, 16 августа 1976 г.; Амдт. 192-78, 61 FR 28784, 6 июня 1996 г.; Амдт. 192-85, 63 ФР 37503, 13 июля 1998 г.; Амдт. 192-130, 87 FR 20982, 8 Apr. 2022]

Исследование грозовых перенапряжений газонефтепровода, вызванных ударами молнии в соседнюю линию электропередачи

Введение

В последние годы аварии, связанные со взрывом нефте- и газопроводов, время от времени происходили в таких местах, как Казахстан, Шиянь в провинции Хубэй и Хуандао в Циндао. Ограниченные земельными ресурсами и маршрутами трубопроводного транспорта, линии электропередачи и трубопроводы часто пересекаются и проходят параллельно (Xun et al., 2017; Xun et al., 2020a; Rui et al., 2020; Yang et al., 2021a; Shen et al. ., 2021). Когда молния ударяет в передающую опору, большая часть тока молнии уходит в землю через заземляющую сетку опоры; но некоторый ток молнии также течет по заземляющим линиям в соседние опоры. Рассеивание тока молнии через заземляющую сетку опоры может вызвать вызванное генерацией перенапряжение на соседних трубопроводах, что может повлиять на безопасность трубопровода (Hu et al., 2021; Yan et al., 2021). Поэтому очень важно исследовать индуцированное молнией перенапряжение трубопроводов от соседних линий электропередачи (Xun et al., 2020b; Yang et al., 2021b).

Многие люди провели большую исследовательскую работу по перенапряжению и защите трубопровода вблизи линий. В одном исследовании (WAN et al., 2009) подробно анализировалось влияние расстояния «трубопровод-линия», угла пересечения «трубопровод-линия» и удельного сопротивления грунта на перенапряжение трубопровода. В другом исследовании (TAN et al., 2019) проанализировано влияние снижения перенапряжения в трубопроводе за счет размещения заземляющего провода, а в другом исследовании (WANG, 2017) проанализировано перенапряжение в трубопроводе при трех рабочих условиях: нормальная работа линии, замыкание на землю, и неисправность удара молнии. В некоторых исследованиях (Hongfeng et al., 2012; Ning et al., 2012; CHEN et al., 2017; Zhiqiang et al., 2019); Hongjie et al., 2021) использовали программное обеспечение для измерения электромагнитных переходных процессов ATP-EMTP для анализа напряжения помех трубопроводов на мачтах удара молнии или исследовали помехи трубопроводов на заземляющем электроде постоянного тока (Longhai, 2019; CHENG et al., 2021). Это предыдущее исследование в основном рассматривало перенапряжение трубопровода, вызванное рассеянием тока молнии от ударов молнии по расположенным поблизости опорам электропередач. Однако в нескольких исследованиях изучалось влияние многобашенных токовых шунтов. Поэтому мы провели серию исследований грозовых перенапряжений трубопровода с учетом токошунтирующего действия соседних многоопорных заземлителей. Рассчитаны и проанализированы характеристики распределения тока молнии в многоопорных заземляющих сетях при различных условиях удельного сопротивления грунта. По результатам этих расчетов была построена модель рассеивания тока молнии многоопорной заземляющей сети и нефтегазопровода для анализа влияния различного удельного сопротивления грунта, расстояния «трубопровод-линия» и амплитуды тока молнии на перенапряжение трубопровода. Наконец, будет проведено сравнительное исследование защитного действия «дренажного провода» и «принудительной коммутации» на перенапряжение трубопровода.

Имитационная модель и параметры линии электропередачи и трубопровода

Для уменьшения влияния высокочастотной составляющей тока молнии на параметры линии передачи применяется частотно-зависимая модель линии Джмарти (Salarieh et al., 2020). При рассмотрении процесса распространения тока молнии в опоре используется модель эквивалентного распределения многоволнового импеданса опоры. Модель приравнивает башню к модели, показанной на рисунке 1; формула расчета волнового сопротивления каждой части следующая (Ishii et al., 1991).

ZTk=60(ln22Hkrek−2)(k=1,2,3,4……)(1)

ZLk=9ZTk(k=1,2,3,4……)(2)

ZAk =60⁡ln2HkrAk(k=1,2,3,4……)(3)

rek=21/8(rTK1/3rB2/3)1/4(RTK1/3RB2/3)4/3(4)

РИСУНОК 1 . Структурная схема эквивалентной модели.

Ток молнии будет демпфирован до 0 после прохождения пяти пролетов линии передачи (Visacro et al., 2004). Таким образом, считается, что по обеим сторонам башни, пораженной молнией, считается шесть пролетов. Как показано на рисунке 2А, T ₀ представляют опору для удара молнии, T _Rx и T _Lx представляют правую и левую опоры опоры удара молнии соответственно.

РИСУНОК 2 . Схема моделирования заземляющей сетки башни и трубопровода. (A) показана схема случая удара молнии между линиями электропередачи и нефте- и газопроводом. (B) показывает взаимное расположение сетки заземления опоры и нефте- и газопровода.

Модель сетки заземления башни и прилегающего трубопровода рассчитывается методом конечных элементов. Сопротивление заземления заземляющей сетки рассчитывается при различном удельном сопротивлении грунта.

Материал сетки заземления – оцинкованная круглая сталь диаметром Φ = 16 мм. Глубина залегания 0,8 м. Заземляющая сетка представляет собой квадрат со стороной 15 м и длиной вытянутого заземлителя 20 м. Угол между ними равен 135°. Длина подвода заземляющей сетки 0,8 м. Протяженность газонефтепровода составляет 400 м с заземлением двух концов.

Линии электропередач, сетки заземления опор и модели трубопроводов показаны на рисунке 2B. Расстояние «трубопровод-линия» D ₁ и D ₂ представляет собой расстояние между T ₀ и T _{R1 900. 68 опор заземления сетки и трубопровода соответственно. Здесь значение D ₁ + D ₂ постоянно и составляет 300 м.}

Расчет шунта тока молнии между многобашенными заземляющими сетями

Распределение тока молнии

Используемая форма волны тока молнии составляет 2,6/50 мкс с амплитудой 100 кА. Удельное сопротивление грунта составляет 500 Ом м для тока молнии, симметрично распределенного по правой и левой сторонам опоры удара молнии, распределение тока молнии в опорах показано на рисунке 3А. Ток молнии через опору T ₀ является наибольшим из примерно 96 кА; ток молнии через T _R1 и T _L1 башня составляет около 24 кА. Из-за тока молнии опорной сетки заземления и расстояния «трубопровод-линия» ток молнии через T _L1 T _R2 , T _L2 , T 900 66 _Р3 , т _Л3, т _Р4, т _Л4, т _Р5, Т _Л5, Т _R6, и T _{L6 Башни} слишком малы, чтобы воздействовать на соседние трубопроводы.

РИСУНОК 3 . Распределение тока молнии башни. (A) Распределение тока молнии опоры (B) Коэффициент шунтирования опоры.

Коэффициент шунтирования тока молнии

Коэффициент шунтирования тока молнии β опоры отражает ток молнии, проникающий в землю через опору (WU and Xianglin, 2012; WU and WANG, 2014; Tang et al., 2015). ; Бай и др., 2016). Коэффициент шунтирования башни β определяется как отношение тока заземления опоры I _t к суммарному току молнии I _{z 90 062} .

β=ItIz(5)

Коэффициент шунтирования линии заземления α определяется как отношение тока I _b1 90 065+I _б2 к итогу ток молнии I _z . I _b1 и I _b2 представляют ток молнии, протекающий через линии заземления с обеих сторон башни.

α=Ib1+Ib2Iz(6)

Сопротивление заземления напрямую влияет на коэффициент шунтирования опоры. Удельное сопротивление грунта составляет 50 Ом·м, 200 Ом·м, 500 Ом·м, 800 Ом·м, 1000 Ом·м. Коэффициент шунтирования башни показан на рисунке 3B. По мере увеличения удельного сопротивления грунта с 50 Ом·м до 1000 Ом·м сопротивление заземления опоры увеличивается с 0,84 до 16,7 Ом. Коэффициент шунтирования башни уменьшен с 9от 9,2 до 87,1%. Причина в том, что с уменьшением удельного сопротивления грунта ток молнии с большей вероятностью рассеивается в грунте, увеличивая коэффициент шунтирования опоры.

Перенапряжение трубопровода при рассеянии тока молнии в многоопорных опорах

В соответствии с распределением тока молнии, рассчитанным в разделе «Расчет шунта тока молнии между многоопорными заземляющими сетями» , большая часть тока молнии протекает через T ₀ и T _R1 при попадании молнии в опору T ₀, как показано на рисунке 1. Следовательно, на основе результатов расчета распределения тока молнии в разделе Расчет шунта тока молнии между многобашенными заземляющими сетями , молния ток заземляющей сетки опоры T ₀ получается коэффициентом шунтирования опоры T ₀ β . Ток молнии Т _R1 заземляющая сетка опоры получается путем подгонки.

Влияние удельного сопротивления грунта

Для изучения влияния удельного сопротивления грунта на характеристики заземления заземляющих устройств (Heimbach and Grcev, 1997; Grcev, 2009; Visacro, 2018; Salarieh et al., 2019) удельное сопротивление грунта принимается как 50 Ом·м, 200 Ом·м, 500 Ом·м, 800 Ом м, 1 000 Ом м. Амплитуда приложенного тока молнии I ₀ = 100 кА. Расстояние «трубопровод-линия» D ₁ = D ₂ = 150 м. Два отдельных случая рассматриваются как только заземляющая сетка опоры T ₀ и две заземляющие сетки опоры T ₀ и T _R1. Потенциальное расположение заземляющих сеток, трубопроводов и окружающего грунта показано на рис. 4.

РИСУНОК 4 . Заземляющие сетки, трубопровод и распределение потенциала окружающего грунта.

По мере увеличения удельного сопротивления грунта эффективная область рассеяния тока заземляющей сетки опоры в обоих случаях постепенно увеличивается. Причина этого заключается в том, что увеличивающееся удельное сопротивление почвы препятствует протеканию тока заземляющей сетки опоры в окружающую почву, в результате чего большая часть тока рассеивается на дальнем конце через удлиненный электрод.

Из рисунка 4 видно, что в одном случае, только с учетом сетки заземления опоры Т ₀, при увеличении удельного сопротивления грунта с 50 Ом·м до 1000 Ом·м потенциал трубопровода увеличивается с 2,71 до 47,50 кВ, а слой изоляции трубопровода выдерживает повышение напряжения с 0,72 до 2,39 кВ. В другом случае, учитывая обе сетки заземления башни T ₀ и T _R1, при увеличении удельного сопротивления грунта с 50 Ом·м до 1000 Ом·м потенциал трубопровода увеличивается с 3,22 до 57,41 кВ. Слой изоляции трубопровода выдерживает повышение напряжения от 0,80 до 2,67 кВ. Потенциал трубопровода и напряжение слоя изоляции трубопровода во втором случае больше.

Влияние расстояния «трубопровод-линия»

D ₁
Изучить влияние расстояния «трубопровод-линия» D ₁ на перенапряжение трубопровода, расстояние D ₁ принимается за 110, 130, 150, 170 и 190 м с D ₁ + D ₂ = 300 м. Удельное сопротивление грунта составляет 500 Ом·м, а амплитуда тока молнии составляет I ₀ = 100 кА. Потенциал трубопровода и напряжение изоляционного слоя показаны на рис. 5. В обоих случаях потенциал трубопровода и выдерживаемое напряжение изоляционного слоя трубопровода уменьшаются с расстоянием Д  ₁ .
РИСУНОК 5 . Влияние D ₁ на потенциал трубопровода и напряжение изолирующего слоя. (А) показывает перенапряжение заземляющей сетки опоры Т ₀ на соседний трубопровод. (Б) показано перенапряжение соседнего трубопровода из-за общего рассеивания сеток заземления башни Т ₀ и Т _R1.
Влияние амплитуды тока молнии
I ₀
Для исследования влияния амплитуды тока молнии I ₀ на перенапряжение в трубопроводе амплитуда тока молнии I ₀ принимается равной 40, 55, 70, 85 и 100 кА. Удельное сопротивление грунта 500 Ом·м, расстояние «трубопровод-линия» D ₁ = D ₂ = 150 м. Рассчитываются потенциал трубопровода и напряжение изолирующего слоя. Только с учетом рассеивания тока заземления T ₀ башня, потенциал трубопровода и выдерживаемое напряжение слоя изоляции трубопровода увеличивается с амплитудой тока молнии I ₀ . При увеличении амплитуды тока молнии I ₀ с 40 до 100 кА потенциал трубопровода увеличивается с 10,18 до 25,45 кВ, а выдерживаемое напряжение слоя изоляции трубопровода увеличивается с 0,83 до 2,06 кВ. При рассмотрении дисперсии тока заземления как T ₀ и T _R1 башня, потенциал трубопровода и выдерживаемое напряжение слоя изоляции трубопровода увеличивается с амплитудой тока молнии I ₀ . При амплитуде тока молнии I ₀ = 100 кА потенциал трубопровода и напряжение изоляционного слоя трубопровода являются наибольшими и составляют 30,28 и 2,28 кВ соответственно. По сравнению только с учетом рассеивания тока заземления T ₀ башня, потенциал трубопровода и выдерживаемое напряжение изоляции трубопровода увеличиваются на 4,83 и 0,22 кВ соответственно.
Меры по защите трубопровода от перенапряжения
В настоящее время большинство методов защиты трубопровода от перенапряжения показаны на рис. 6А, где D ₃ — расстояние между медным проводом и нефтегазопроводом, D ₄ — длина медного провода. В этой статье для защиты трубопровода от перенапряжения предлагается новый метод рассеивания тока заземления методом «принудительной коммутации», как показано на рисунке 6B. Этот метод заключается в соединении эпитаксиальных лучей заземляющей сетки со стороны трубопровода с другой стороной. Эпитаксиальные лучи заземляющих сеток в сторону от трубопровода увеличились с 20 до 40 м.
РИСУНОК 6 . Способы защиты трубопровода от перенапряжения. (A) показана принципиальная схема заземляющего провода в мерах защиты трубопровода от перенапряжения. (B) показана принципиальная схема принудительной коммутации в мерах защиты трубопровода от перенапряжения.
Для изучения влияния заземляющего провода и принудительной коммутации на перенапряжение трубопровода было проведено моделирование. Во время моделирования удельное сопротивление грунта составляло 500 Ом·м, а амплитуда тока молнии I ₀ составлял 70, 85 и 100 кА. Расстояние «трубопровод-линия» D ₁ = D ₂ . Результаты моделирования представлены в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1 . Влияние методов на потенциал трубопровода/кВ.
Из Таблицы 1 видно, что прокладка заземляющего провода и принудительная коммутация могут снизить потенциал трубопровода. При амплитуде тока молнии I ₀ составляет 70, 85 и 100 кА. Отклонение прокладки дренажного провода приводит к снижению потенциала трубопровода 3,76, 4,59и 5,45 кВ соответственно. Принудительная коммутация приводит к снижению потенциала трубопровода на 2,05, 2,53 и 2,92 кВ соответственно, хотя эффект от снижения потенциала трубопровода слабее, чем при отклонении прокладки дренажного провода. Если 200 м меди слишком дорого, и нужно прорыть 200 м канала, строительство сложное и затруднительное. Напротив, «принудительная коммутация» требует меньших инженерных затрат, а конструкция проста.
Заключение
В этой статье основное внимание уделяется проблеме перенапряжения, затрагивающей линии электропередачи вблизи трубопровода, и анализу влияния рассеивания тока молнии многоопорных опор на перенапряжение соседнего трубопровода. В этой статье предлагается новый метод рассеивания тока заземления «принудительной коммутации». На основании вышеуказанного исследования можно сделать следующие выводы:
1) Сопротивление заземления опоры и коэффициент шунтирования опоры сильно зависят от удельного сопротивления грунта.
2) Учитывая ток молнии через многоопорные заземляющие сетки, перенапряжение трубопровода намного больше, чем у трубопровода с одной опорой. При удельном сопротивлении грунта 1000 Ом·м, амплитуде тока молнии 100 кА и расстоянии «трубопровод-линия» D ₁ = D ₂ . По сравнению с рассеянием заземления одной опоры потенциал трубопровода увеличился на 10 кВ.
3) Хотя отклоняющая прокладка дренажного провода имеет наилучший эффект защиты от перенапряжения трубопровода, метод принудительной коммутации более экономичен и удобен.
Заявление о доступности данных
Первоначальные материалы, представленные в исследовании, включены в статью/дополнительный материал, дальнейшие запросы можно направлять соответствующим авторам.
Авторские вклады
SH: концептуализация, подготовка письменно-оригинального проекта, моделирование; YH: Программное моделирование CDEGS: программное обеспечение ATP-EMTP и проверка заземления; JW: помощь в программном моделировании; Я: программное обеспечение; GL: администрирование проекта и систематизация данных; ЗЛ: надзор; YC: авторский надзор и корректура.
Финансирование
Эта рукопись была поддержана Китайским проектом по науке и технологиям южных электросетей (CSGULAEMEST-2021-KF-05), Фондом естественных наук Китая (в рамках гранта 51807113) и Фондом естественных наук провинции Шаньдун, Китай ( ZR2021ME092).
Конфликт интересов
SH и GL работали в компании Исследовательский институт электроэнергетики, Китайская южная энергосистема.
Остальные авторы заявляют, что исследование проводилось в отсутствие каких-либо коммерческих или финансовых отношений, которые могли бы быть истолкованы как потенциальный конфликт интересов.
Примечание издателя
Все претензии, изложенные в этой статье, принадлежат исключительно авторам и не обязательно представляют претензии их дочерних организаций или издателя, редакторов и рецензентов. Любой продукт, который может быть оценен в этой статье, или претензии, которые могут быть сделаны его производителем, не гарантируются и не поддерживаются издателем.
Ссылки
Chen, D., Linfeng, X.I.E., and Amp, G.V. (2017). Нарушение и влияние линии электропередачи, пораженной молнией, на надземный нефтегазопровод[J]. Изоляторы и разрядники (02), 85–89. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2017.02.017
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Бай Ф., Лу Дж., Лин С. и Ян З. (2016). Анализ электромагнитного воздействия линий электропередач сверхвысокого напряжения переменного и постоянного тока в одном и том же коридоре при ненормальной работе соседних нефте- и газопроводов [J]. Poer Сист. Тех. 40 (11), 3609–3614. doi:10.13335/j. 1000-3673.pst.2016.11.049
Полный текст CrossRef | Академия Google
Ченг, Хунбо., Фэн, Сяхуэй., и Ван, Сюнь. (2021). Защитные характеристики защитных проводов, установленных вдоль металлических трубопроводов вокруг заземляющего электрода постоянного тока [J]. Изоляторы и разрядники (01), 83–89. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2021.01.013
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Грцев Л. (2009). Зависящие от времени и частоты характеристики грозовых перенапряжений заземляющих электродов. IEEE Trans. Мощность Делив. 24 (4), 2186–2196. Дои: 10.1109/tpwrd.2009.2027511
CrossRef Полный текст | Google Scholar
Хаймбах М. и Грцев Л. Д. (1997). Анализ системы заземления в программах переходных процессов с применением подхода электромагнитного поля. IEEE Trans. Мощность Делив. 12 (1), 186–193. doi:10.1109/61.568240
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Hongfeng, XIAO, Luo, Richeng., and Huang, Jun., (2012). Электромагнитное воздействие на параллельные нефте/газопроводы при ударе молнии по линиям электропередач переменного/постоянного тока на одной башне[J]. Изоляторы и разрядники (03), 15–21. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2021.03.003
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Hongjie, G. U., Huang, Yanyan., and Zhang, Jiahao. (2021). Электромагнитное влияние линий электропередачи смешанного напряжения переменного и постоянного тока 500/± 800 кВ на параллельные нефте- и газопроводы [J]. Изоляторы и разрядники (03), 22–28. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2021.03.004
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Hu, Y., Lin, Y., An, Y., Wen, X., Li, H., Su, M., et al. (2021). Лабораторные исследования направления возникновения отрицательной искры и характеристик пробоя в воздушных зазорах стержень-стержень. Электроэнергетическая система. Рез. 201, 107498. doi:10.1016/j.epsr.2021.107498
CrossRef Полный текст | Google Scholar
Исии М. , Кавамура Т., Коно Т., Осаки Э., Сиокава К., Муротани К. и др. (1991). Модель многоэтажной опоры ЛЭП для анализа грозовых перенапряжений[J]. IEEE Trans. Мощность Делив. 63, 1335–1372. doi:10.1109/61.85882
CrossRef Полный текст | Google Scholar
Longhai, FU (2019). Анализ и смягчение электромагнитных помех на трубопроводах из-за заземляющего электрода постоянного тока высокого напряжения [J] . Сиань, Китай: Изоляторы и разрядники.
Google Scholar
Нин, А. Н., Йи, П. Е. Н. Г., и Сяньцан, А. И. (2012). Электромагнитное воздействие на подземный нефтегазопровод в результате удара молнии по линии электропередачи сверхвысокого напряжения [J]. Высокое напряжение Eng. 38 (11), 2881–2888. doi:10.3969/j.issn.1003-6520.2012.11.015
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Руи, Л. И., Цюань, К., и Ван, Юн. (2020). Исследование влияния линии электропередачи на безопасность эксплуатации нефте- и газопровода на основе CDEGS[J]. Изоляторы и разрядники (05), 171–175. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2020.05.028
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Салари Б., Сильва Х. и Голе А. М. (2020). Электромагнитная модель для расчета импеданса мачты на основе аппроксимации тонкой проволоки . Пискатауэй, Нью-Джерси, США: Транзакции IEEE по подаче электроэнергии.
Google Scholar
Салари Б., Сильва Х. и Корди Б. (2019). «Широкополосная модель, совместимая с ЭМП, для заземляющих электродов, заглубленных в почву, зависящую от частоты [C] // IPST2019- Международная конференция по переходным процессам в энергосистемах», в Международной конференции по переходным процессам в энергосистемах.
Google Scholar
Shen X., Ouyang T., Khajorntraidet C., Li Y., Li S. и Zhuang J. (2021). Симулятор детонации на основе сетей плотности смеси. IEEE/ASME Trans. Мехатроника , 1, 1. doi:10.1109/tmech.2021.3059775
CrossRef Полный текст | Google Scholar
Тан Б. , Сюефан Т. и Чжан К. (2019). Исследование защитных мер и защитных эффектов заглубленных нефте- и газопроводов при ударе молнии в опоры линии[J]. Изоляторы и разрядники (02), 9–13. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2019.02.002
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Тан Л., Ли Х., Гао Дж., Хао Ю. и Ли Л. (2015). Исследование подхода к моделированию тока молнии и его влияния на анализ характеристик молниестойкости воздушных линий [J]. Изоляторы и разрядники (02), 37–43. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2015.02.008
Полный текст CrossRef | Академия Google
Visacro, Silvério., Soares, A., Marco, A., и Schroeder, O., (2004). Статистический анализ параметров тока молнии: измерения на станции Морро-ду-Качимбо [J]. Ж. Геофиз. Рез. Атмосферы 109 (1). doi:10.1029/2003jd003662
Полный текст перекрестной ссылки | Google Scholar
Visacro, Silverio. (2018). Использование импеданса импульса в качестве краткого представления заземляющих электродов в приложениях молниезащиты [J]. IEEE Trans. Электромагн. Совместимость , 1–4. doi:10.1109/TEMC.2017.2788565
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Ван, Баоцюань, Хуйчунь, X. I. E., и Чжан, Сяову. (2009). Влияние удара молнии на двухконтурную башню сверхвысокого напряжения переменного тока на нефте- или газопроводах[J]. Высокое напряжение Eng. 35 (08), 1812–1817. doi:10.1016/j.apm.2007.10.019
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Ван, Пей. (2017). Исследование электромагнитного воздействия и защитных мер высоковольтных линий электропередач переменного тока на пересечении газонефтепроводов[D] . Пекин, Китай: Северо-китайский электроэнергетический университет.
Google Scholar
Wu, Wenhui., and Xianglin, C.A.O. (2012). Расчет электромагнитных переходных процессов энергосистемы и приложение EMTP[M] . Бэй Цзин: China Water Conservation and Hydropower Press.
Google Scholar
Ву Яньбинь и Ван Юньхао. (2014). Исследование уровня светостойкости ЛЭП на основе пилотного метода[J]. Изоляторы и разрядники (01), 115–118. doi:10.16188/j.isa.1003-8337.2014.01.005
Полнотекстовая перекрестная ссылка | Google Scholar
Xun, S.H.E.N., Zhang, Xingguo., and Ouyang, Tinghui. (2020). Совместное комфортное вождение на сигнальных перекрестках для подключенных и автоматизированных транспортных средств. IEEE Robotics Automation Letter. 5 (4), 6247–6254. doi:10.1109/LRA.2020.3014010
Полный текст CrossRef | Google Scholar
Xun, S.H.E.N., Zhang, Yahui., Kota, S.A.T.A., and Tielong, Shen. (2020). Обучение порогу детонации на основе кластеризации модели гауссовской смеси в автомобильных двигателях. IEEE/ASME Trans. Мехатроника , 1. doi:10.1109/TMECH.2020.3000732
CrossRef Полный текст | Google Scholar
Xun, SHEN, Zhang, Yahui., Tielong, SHEN, and Khajorntraidet, C. (2017). Самооптимизация опережения зажигания с порогом вероятности детонации для режима работы на обедненной смеси двигателя SI. Energy 122 (МАР.