Последствия обрыва 110 кВ над подземным трубопроводом Опции

[belok5]

День добрый. Сразу прошу прощения у модератора, если тема не там.
К сути. Зафиксирован обрыв ЛЭП 110т кВ в точке пересечения с подземным трубопроводом (глубина около метра). Труба по итогу была прожжена насквозь в нескольких местах, плюс имеется подтвержденный каверны - доказан факт наличия подземной дуги. Есть необходимость расчётно/нормативно обосновать безопасные расстояния от трубы до фундамента опоры защитного сооружения.
Идея:
1) рассчитать минимальное расстояние от трубы (условно - электрод 1) до точки приложения по земле 110 кВ (условно - электрод 2), при которых между электродами не возникнет дуги позволяющей нагреть металл до температуры плавления. (Понимаю возможную грубость подсчётов и множество неизвестных, готов обсудить детально с теми, кому интересна тема).
2) при соблюдении п.1 дуги (и прожига, соответственно) не будет, однако негативное влияние на трубу в виде локального повышения температуры с возможным повреждением изоляции возможно. Хочется также найти зону безопасного для трубы падения провода.

[Ваня Иванов]

...необходимо или расчетно, или нормативно обосновать все расстояния (зону защиты), а также минимальные толщины конструкции, чтобы провод вл их не разрезал.

Уважаемый belok5! Извините, что вынужден отвлекаться на вопросы «профессионалов» из несколько иной отрасли...
Итак, после того, как Вы предоставили дополнительную информацию по рассматриваемому вопросу, ситуация стала немного проясняться, не смотря на следующие забавные перлы:

«...по внешнему виду дефект №1 является местом входа электрического тока в тело трубы, дефекты №2 и №3 являются местами выхода электрического тока из тела трубы».

Хочу обратить внимание авторов данного "глубокого умозаключения", что в рассматриваемом случае ВЛ-110 кВ – это линия переменного, а не постоянного тока (напряжения)! В линиях переменного тока промышленной частоты направление электрического тока меняется с частотой 50 Гц (т.е. 50 раз в секунду, для тех кто подзабыл, что такое 50 Гц). Следовательно, в течение времени воздействия электрического тока на трубу газопровода, длившегося не менее 1,85 секунд с момента зажигания электрической дуги, ток успел поменять направление не менее 50 × 1,85 ≈ 92 раз! О каком месте "входа" и "выхода" электрического тока в тело (из тела) трубы можно вести речь в таком случае?
В другом документе прозвучала фраза: «...оборванный кабель 110 кВ – тело трубопровода...». Непонятно, с какого перепуга на воздушной линии 110 кВ оказался кабель 110 кВ?
Но это всё – мелочи, свидетельствующие о низком уровне компетентности «экспертов», выдавших данное заключение, на которые не следует обращать особого внимания...

Основным и самым ценным задокументированным фактом, о котором мы раньше даже не догадывались, является следующий:

«...падение... произошло из-за обрыва крепления провода с подвесного стержневого изолятора. Обрыв крепления произошёл, предположительно, из-за усталостного износа».

Эта короткая фраза, сказанная как бы вскользь, непреднамеренно, для грамотного специалиста означает очень многое! Теперь наш пазл сложился окончательно и всё стало на свои места!
Раньше мы считали, как в той песне, что «никто ни в чём не виноват» и провод сам упал без видимых причин. Однако теперь, когда нам стало известно о выполненной кем-то (похоже, сравнительно недавно) реконструкции ВЛ-110 кВ, в результате которой была произведена замена «устаревших и ненадёжных» подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов на современные и «более надёжные» подвесные стержневые полимерные изоляторы, прямая вина в случившемся инциденте ложится на собственника ВЛ-110 кВ.

Дело в том, что все требования и рекомендации ПУЭ всех изданий в отношении защиты подземных магистральных газопроводов и нефтепроводов разрабатывались именно для подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов, с учётом их высочайшей надёжности и маловероятной возможности обрыва, даже в случае актов вандализма в виде расстрела картечью из охотничьего ружья. Как известно, конструкция этих «устаревших» подвесных тарельчатых фарфоровых (стеклянных) изоляторов не позволяет оборваться гирлянде и упасть проводу даже при полном механическом разрушении одной и даже нескольких(!) тарелок гирлянды. Это многократно проверено временем и подтверждено в течение многих десятилетий эксплуатации подвесных изоляторов данного типа, чего нельзя сказать о подвесных стержневых полимерных изоляторах, надёжность и качество которых ещё не столь высоки и вызывают массу нареканий у всех, кто имел неосторожность их применения.

Вот почему в ПУЭ не требуется выполнение каких-либо особых мер защиты подземных магистральных газопроводов (нефтепроводов) при использовании подвесных тарельчатых фарфоровых или стеклянных изоляторов.
Когда разрабатывались ПУЭ более ранних изданий, ещё не было достоверной статистической информации о надёжности и долговечности подвесных стержневых полимерных изоляторов, в связи с чем в ПУЭ-6 и более ранних изданиях ПУЭ ещё нет ни слова о применении полимерных изоляторов, а в ПУЭ-7 по вопросам их применения имеются лишь осторожные рекомендации, да и те с различными условиями и оговорками, например:

2.5.98. Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные материалы) изоляторов производится с учётом климатических условий(температуры и увлажнения) и условий загрязнения.
На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять, как правило, стеклянные изоляторы;
на ВЛ 35-220 кВ – стеклянные, полимерные и фарфоровые, преимущество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам.
На ВЛ, проходящих в особо сложных для эксплуатации условиях (горы, болота, районы Крайнего Севера и т.п.), на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах, на ВЛ, питающих тяговые подстанции электрифицированных железных дорог, и на больших переходах независимо от напряжения следует применять стеклянные изоляторы или, при наличии соответствующего обоснования, полимерные.

Вывод: Если бы на опорах №118 и №119 (в пролёте пересечения ВЛ-110 кВ с магистральным газопроводом) были бы установлены подвесные тарельчатые фарфоровые (или ещё лучше – стеклянные) изоляторы, то ничего подобного бы не случилось!

Это заключение окончательное и обжалованию не подлежит. Пусть владельцы ВЛ-110 кВ снова установят подвесные тарельчатые стеклянные изоляторы вместо дешёвых и ненадёжных стержневых полимерных изоляторов на опорах №118 и №119 и больше ничего не требуется!

К вопросу об обязательном (необязательном) применении грозозащитного троса при желании можно найти следующую статью в ПУЭ-7:

2.5.116. Воздушные линии 110-750 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине.
Сооружение ВЛ 110-500 кВ или их участков без тросов допускается:
1) в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в горных районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км² в год;
2) на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами (ρ > 10³ Ом·м);
3) на участках трассы с расчётной толщиной стенки гололёда более 25 мм;
4) для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземлённых частей опоры при обеспечении расчётного числа грозовых отключений линии, соответствующего расчётному числу грозовых отключений ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой.

Число грозовых отключений линии для случаев, приведённых в пп. 1-3, определённое расчётом с учётом опыта эксплуатации, не должно превышать без усиления изоляции трёх в год для ВЛ 110-330 кВ и одного в год – для ВЛ 500 кВ.

Воздушные линии 110-220 кВ, предназначенные для электроснабжения объектов добычи и транспорта нефти и газа, должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине (независимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного эквивалентного сопротивления земли).