Распределение напряжений по всей электропередаче сложно предсказать, но вероятно на ее конце (ПС Кустанай) оно было максимальным, но и на шинах остальных ПС наверняка было не хилым. В каких-то местах электропередачи наверняка были основания для работы АОПН (АПН, ЗПН по старом) с контролем стока реактивной мощности на шины, но она не успела сработать из-за ДЗ.

Нагрузки не было, угол был точнехонько 90 градусов. Как от такого отстроиться? Сместить характеристики в первый квадрант так, чтобы не пересекали реактивную ось? Тогда рано или поздно ДЗ откажет.

Не было никакой выдачи активной мощности, вся громадина стояла под напряжением вхолостую. В том то и простота анализа процесса, не нужно учитывать нагрузочный режим. Раз сработала ДЗ - значит ток для нее был в линию. Значит со стороны ГРЭС - в шины. Прикладываю аналитическую картинку.
http://rzia.ru/uploads/5/thumbnail/NHxmVAgbI87vtU6O29M3.jpg

Senior пишет:
Распределение напряжений по всей электропередаче сложно предсказать, но вероятно на ее конце (ПС Кустанай) оно было максимальным, но и на шинах остальных ПС наверняка было не хилым. В каких-то местах электропередачи наверняка были основания для работы АОПН (АПН, ЗПН по старом) с контролем стока реактивной мощности на шины, но она не успела сработать из-за ДЗ.
Уставка чувствительной ступени ЗПН – 1,4Uн, 0,3сек с контролем стока реактивной мощности к шинам. Как видите время срабатывания ЗПН гораздо меньше времени работы 3 зоны ДЗ, которое, как правило, несколько секунд. Видать режимы были выбраны так, что ЗПН не срабатывала.

Уставки грубой ступени ЗПН: 1,8Uн - 0сек.

Добавлено: 2018-03-14 21:38:13

doro пишет:

"У них" и "у нас" несколько разные понятия о надежности энергоснабжения. "У них" - хороший запас по генерации и межсистемным связям. "У нас" недостаток такового (вот имеет такую грандиозную электростанцию, имеем такую грандиозную ЛЭП") компенсируются устройствами противоаварийной автоматики. Жертвуем самым ценным, что у нас есть - потребителями, которые платят нам деньги.

В советские времена плата за электроэнергию для населения была неизменной -  2 копейки за киловатт-час. То, что у нас был большой недостаток генерации и что энергосистемы держались на противоаварийной автоматике это тоже точно. Кстати, это понимало и руководство страны и принимало меры. Одной из мер было строительство АЭС в промышленно развитых регионах страны: на Украине, в Прибалтике, в европейской части РСФСР. Строительство АЭС довольно долгое и дорогостоящее мероприятие, поэтому искали более эффективные меры покрытия дефицита мощности в Европейской части СССР. Конечно же это было строительство тепловых электростанций, ГЭС в Европейской части в 80-е годы прошлого столетия строить было негде. Энергоносителем для ТЭЦ выбрали уголь, как наиболее дешевый и запасов которого очень много, но в Сибири и в Казахстане. Месторождение угля в Казахстане, имеющее значительные запасы было Экибастузское и оно находилось ближе к Европейской части СССР, чем, например, Канско-Ачинское в Сибири. В плане использования Экибастузского угля рассматривалось два варианта. Можно было строить крупные ГРЭС в Европейской части СССР и возить для них уголь из Экибастуза по железной дороге. Второй вариант – строительство ГРЭС в Экибастузе, электроэнергию в Европейскую часть передавать по ВЛ постоянного тока напряжением 1500кВ. Промышленно развитый Урал связать с Экибастузом рассматривалось с помощью ВЛ переменного тока напряжением 1150кВ. Технико-экономическое обоснование двух вариантов выявило преимущество второго варианта. В Экибастузе решили построить 4 ГРЭС мощностью 4000мВт каждая. К моменту распада СССР была построена и введена в работу электропередача 1150кВ Экибастуз – Урал. Также были построены большая часть электропередачи постоянного тока, ГРЭС-1 и один блок на ГРЭС-2…

Мы же говорим о третьей ступени, которая должна быть отстроена от нагрузки. Расчетчикам возможно было виднее как они выбирали уставку, но и можно сказать что, кроме смещения характеристик есть еще и величина сопротивления. Ведь никакого КЗ не было, и можно предположить что была возможность отстроить 3 ступень от данного режима уставкой по сопротивлению.

Для таких исключительных случаев вообще надо рассматривать вариант не дальнего резервирования, а ввод дополнительного комплекта защит, на случай отказа основных обоих комплектов. А может и этого не требуется, просто не вводить дальнее резервирование на отключение. Рисков особых пока не вижу, если на таких объектах стоит по два комплекта основных защит.

Это только ближнее резервирование,  которое не отменяет необходимость дальнего резервирования.

Риски имеют место. Например, исчезновение опертока на одной из смежных ПС. На этой ПС защиты будут молчать. Повреждение может быть отключено только дальним резервированием соседних ПС.

Это изначально можно исключить или уже в процессе эксплуатации. Каждому комплекту питание давать от своей АБ и своего ТСН. АБ там как минимум две. ТСН может и того больше. Какие еще риски?

Добавлено: 2018-03-15 11:47:42

Давненько имею такое мнение, что чем больше ошибок и аварий тем лучше для организации, если она хорошо финансируется - всегда можно иммитировать бурную деятельность и создавать дополнительные рабочие места ( в кавычках) для нужных и полезных людей.

Аналогичная картина в сообщении#201. :)

1. Если будет смывать объект, то со смежных объектов 1 и 2 зоны и ступени всё отключит.
2. Такая авария как на СШ ГЭС произошла пока один раз за 70 лет.
3. Практика также показывает, что чем больше отдельных комплектов защит устанавливаешь, чем дальше им поручаешь вести резервирование, тем халатнее все без исключения эксплуатационники относятся к своей работе.