пропускная  способность электропередачи максимум 1800 МВТ (мощность АТГ с учетом стока реактивной мощности)
с такой мощностью прекрасно справляются линии 750 кВ.
1150 это всего лишь этап научно-технического поиска.

Поддерживаю, очень интересное решение.

Мне кажется и ранее можно было постараться решить вопрос.
Первое думаю, это все таки можно было попробовать пересчитать уставку 3 ступени ДЗ.
Еще приходит мысль о втором варианте, не знаю насколько он мог быть осуществлен -  что бы реализовать попытку сохранить транзит в режиме без одного реактора, пытаться отключать 3-ей ступенью ДЗ (или другим отдельным комплектом) еще один реактор, к примеру на противоположной стороне.

Может у Вас был такой режим? Не было при нем завышение напряжения и работа АОПН?

Bach, Вы бы разобрались в существе проблемы. КЗ в зоне действия 3 зоны ДЗ и вхождение нагрузки в зону действия в неправильном режиме - совершенно разные вещи. "Кораблик" в таких проблемных ситуациях не решает проблемы, а где-то усугубляет. Не раз с подобными ситуациями, приводившим к очень большим и тяжелым последствиям, сталкивался с нетрадиционной направленностью мощности нагрузки. По каждой - хоть диссертацию пиши.

А это - уж типично "чайниковский" подход. Достоверно можно говорить только о достоверно известной аппаратуре. На момент событий были только МЭ УРЗА с доступными тогда характеристиками.

Молодой человек, в Ваших сообщениях больше трескотни, чем информации. Просмотрите свои последние два десятка. А Ваша идиосинкразия ко мне только забавляет.

Ваше предложение - завести под блокировку 3-ю ступень ДЗ?

Модернизация это хорошо. Модернизация в кредит - ну не знаю что сказать...
Есть ли какие-то данные по качеству современной энергосистемы Казахстана? Насколько верным оказалось решение? Или это была вынужденная мера?

Сначала о пересчете уставки 3 зоны ДЗ. Уставки защит ВЛ транзита 1150кВ ни разу не меняли. Видать всех вполне устраивал вариант включения транзита в полуавтоматическом режиме. Вероятно, поэтому не было более никаких экспериментов. Уставки и режимы — это прерогатива ОДУ Казахстана. Совершенствованием схемы переключения электропередачи в разные режимы занималось ПО ДЭП, т.е. мы. Первым проектным решением перехода в режим 500кВ на ПС Кустанайская был вариант с использованием оборудования ОРУ-1150кВ и соединением спусков 1150кВ и 500кВ на АТГ между собой. Этот вариант и использовался при повреждении фазы АТГ. Параллельно с работой по ремонту фазы АТГ нами же было выполнен проект и реализация его в виде перехода в режим 500кВ и наоборот с помощью «перемычки 500кВ» - захода на ОРУ-500кВ.  В будущем предполагалась установка разъединителя 1150кВ вместо шлейфового соединения ВЛ-1150кВ и «перемычки 500кВ». Параллельно же с ремонтом фазы АТГ была отработана и реализована схема подключения компенсационного реактора к нейтрали шунтирующего реактора (на всех трех ПС). Это дало возможность в будущем ввести на выключателях электропередачи функцию ОАПВ. Одновременно с этим внедрялось в работу устройство адаптивной паузы в цикле ОАПВ (УАП ОАПВ) разработки Армянской академии наук. Одновременно с этим шел интенсивный поиск и разработка новых приборов или устройств для определения места КЗ на ВЛ 1150кВ и 500кВ. В те времена место КЗ на ВЛ определялось с помощью фиксирующих импульсных амперметров и вольтметров. Чтобы такой прибор выдал точные показания параметров аварийного режима, ему требовалась отстройка по времени от апериодической составляющей определяемого параметра порядка 80 миллисекунд. У нас же КЗ отключались за время 40 – 60 миллисекунд и фиксирующие импульсные приборы потеряли смысл. Одновременно на ПС Кокчетавская вводился в работу последний реактор 1150кВ, на всей электропередаче устранялись другие недоделки и решались возникающие проблемы. К июню 1989 года, когда замена поврежденной фазы на ПС Кустанайская была закончена, электропередаче была подготовлена к режиму 1150кВ гораздо более качественно. Включили ее в режим 1150кВ в компенсированном режиме без всяких проблем. В дальнейшем при ее эксплуатации на напряжении 1150кВ замечаний к режимам не было.
Примерно через месяц после включения электропередачи на напряжении 1150кВ состоялись натурные испытания защит и автоматики электропередачи, приборов ОМП, которые к этому времени изобрели, испытали так же УАП ОАПВ. Натурные испытания – это создание искусственных однофазных КЗ в нескольких местах по всей длине электропередачи. Почему только однофазные КЗ? Видать не сумели найти безопасный вариант создания искусственного междуфазного КЗ.

Добавлено: 2018-03-29 10:55:15

Для режима 500кВ установлены точно защиты фирмы Simens. Для более детальных ответов попробую привлечь знакомых релейщиков с Кустанайского филиала КЕГОК. Возможно, кто-то и согласится принять участие в форуме.

А что это за адаптивная пауза, можно чуть подробнее - назначение и функции?
Как однофазные замыкания выполняли, бревна на линию выкладывали?

По этому поводу припоминаю воспоминания главного разработчика первого МП РАС МФИ-1. Испытания проводились на Сахалине (там ГИ принял на себя смелое решение), в соседних энергосистемах КЗ не замечалось (попросту, смежных энергосистем там нет). Заброс на ВЛ 110 кВ выполнялся спиннингом с леской. Далее цеплялся провод, леска подтягивалась до появления КЗ.
Правда или легенда - не знаю. При этом не присутствовал.

Изначально такая автоматика КР и предусматривалась. Реализовано все было гораздо проще. КР был включен в нейтраль ШР постоянно, независимо от того, полнофазный или неполнофазный режим ВЛ. Шунтировался КР полюсом выключателя ВМТ-110 только при внутренних повреждениях в нем. УАП ОАПВ реагировало на скорость восстановления напряжения на отключенной фазе. Большего не помню. Вообще-то УАП ОАПВ только испытали, в работу устройство введено не было.

Добавлено: 2018-03-29 19:10:31

На нижнем бьефе Верхнеуральского водохранилища  (Магнитогорск) один рыбак лет 20 так ловил рыбу. Посадить его не могли, закона не было. Вынудил перенести ВЛ-110кВ в другое место.

Добавлено: 2018-03-30 18:29:47

Еще о приборах ОМП.
Импульсный локатор «Лида», установленный на ПС Кокчетавская, даже не пытались применять.
К моменту проведения натурных испытаний был готово только устройство ОМП по отраженным от места КЗ волнам напряжения. Но это устройство плохо определяло место КЗ, расположенной близко к шинам ПС, поэтому применения не имело. Через некоторое время, после натурных испытаний появилось еще одно устройство ОМП одностороннего действия, определяющее место КЗ в километрах по параметрам аварийного режима. Естественно оно было самодельное, созданное не помню каким НИИ и обладало интересной особенностью – в нем можно было менять местами платы. Похоже это было первое микропроцессорное устройство РЗА на нашей ПС. Точность его была не очень велика, порядка 2,5 - 3%, тем не менее, это было хоть что-то. Ближе к середине 90-х годов, когда электропередача работала уже на напряжении 500кВ фирма Simens подарила нам микропроцессорный блок защит линии типа 7SA511. Естественно, мы ему (блоку) устроили самые жесткие испытания во всех мыслимых и немыслимых режимах. Параллельно изучали его схемы, делали перевод отдельных глав описания на русский язык. Микропроцессорный блок защит при испытаниях вел себя без сбоев, надежно. Нам он очень понравился, и мы ввели его в работу на ВЛ-500кВ ПС Кустанайская – ПС Кокчетавская действием на сигнал. Если бы УРОВ в этом блоке был бы по принципу работы такой же, как у нас, то мы ввели бы его действием на отключение, а так реактор на линии мешал. Зато теперь на ВЛ у нас было два устройства, определяющих место КЗ. Как можно более точное определение места КЗ на ВЛ для нас было очень актуально – линия часто отключалась от обрывов гирлянд, погрешность в плюс-минус 2,5% это участок ВЛ длиной 20км. Если  делать осмотр зимой и по бездорожью, то линейщикам не позавидуешь.
У меня есть вопрос к форумчанам. У нас КЗ в АТГ, на ВЛ отключалось со временем 40 – 60 миллисекунд. Как с этим параметром дело обстоит на современном этапе?