Задам еще сразу ряд вопросов:
1. Сколько ВЧ каналов было на одну линию?
2. Какие приемопередатчики применялись для ПДЭ-2003?
3. Предполагаю что были так же команды ускорения работы защит. Какие команды присутствовали, под какими номерами?
4. Какое оборудование использовалось в качестве приемо-передающих команды?
5. Каков был комплекс (набор) защит АТГ?
6. Какой был состав ПА?
7. Если происходил разрыв транзита, то насколько сложно было его включить заново?
8. Схема по стороне 1150 кВ треугольник или какая?
9. Какая схема по стороне 500 кВ?
10. Использовалась ли панель перевода токовых цепей, при переводе ОРУ 1150 кВ на 500 кВ?

спасибо, за информацию
да, было бы интересно посчитать эти режимы компенсации/некомпенсации и коммутации такой линии и посмотреть на эти экспоненты

Спасибо за ответы!
Если я правильно понимаю, то комплекты защит ВЛ для работы при напряжении 1150 кВ и при напряжении 500 кВ жестко и одновременно были подключены на свои керны и условно "обтекались" током не зависимо на какой класс напряжения включена ВЛ?
Сколько ТТ и суммарное количество кернов было выделено для защит ВЛ?

Сколько человек в смене на подстанции было и кому подчинялись оперативно?
Под напряжением не работали на линии?
Переключения ходило три или два человека выполнять?

scherenkov,
в соседней теме обсуждают забугорное реле защиты на волновом принципе.Если не ошибаюсь,в начале 80-х на крупных ПС массово ставили устройство ОМП "Лида",принцип действия которого был основан на
локационном принципе.Лида стандартно присоединялась к ВЛ с помощью ВЧ обработки фаз,пускалась от ОАПВ(ЕМНИП) и посылала в линию импульс в несколько киловольт.Слышал,что она(Лида) создавала мощные помехи(антенна десятки и сотни километров) в том числе и воякам и посему эксплуатацию ее запретили.
Была у вас Лида?

Уважаемый scherenkov, не расскажете более подробно об автоматике программированного отключения фаз? Каким был принцип ее работы? Кто ее разрабатывал/производил?
Из вашего описания следует, что эта автоматика боролась с перенапряжениями при отключениях ЛЭП. Но при включениях ЛЭП в цикле АПВ перенапряжения могут быть еще выше, чем при отключениях. Была ли установлена автоматика для снижения перенапряжений при включении? Или с перенапряжениями боролись  другими методами (например, с помощью выключателей с предвключаемыми резисторами)?

Ivanov пишет:
…не расскажете более подробно об автоматике программированного отключения фаз? Каким был принцип ее работы? Кто ее разрабатывал/производил?
Из вашего описания следует, что эта автоматика боролась с перенапряжениями при отключениях ЛЭП. Но при включениях ЛЭП в цикле АПВ перенапряжения могут быть еще выше, чем при отключениях. Была ли установлена автоматика для снижения перенапряжений при включении? Или с перенапряжениями боролись  другими методами (например, с помощью выключателей с предвключаемыми резисторами)?

Автоматика программированного отключения фаз (АПОФ) имела следующие функции:
- при работе защит ВЛ на отключение трех фаз в цикле ОАПВ выполняла задержку в отключении здоровых фаз примерно на 0,2сек.
- при работе защит ВЛ на отключение одной фазы никаких задержек не производила.
при работе защит в цикле ТАПВ никаких задержек не производила.
Необходимые сигналы АПОФ получала от панели ПДЭ-2004. АПОФ была собрана на обыкновенных промреле типа РП-23 и РП-222 и т.д., являлась разработкой Энергосетьпроекта. Кто изготовил АПОФ, не помню, но только не ЧЭАЗ.
Что касается коммутационных перенапряжений, возникающий при ТАПВ, то их не было, т.к. на ВЛ подключены ШР. Значит никаких автоматик и предвключаемых резисторов тоже не было. Вместе с тем, на ВЛ-1150кВ в цикле ТАПВ (см. осциллограммы) возникали свободные колебания энергии, на каждой фазе со своей частотой. Из-за того, что частоты разные, возникали биения. Максимальное напряжения биений, на одном полюсе фазы отключенного выключателя могло быть в противофазе с напряжением сети на другом конце полюса. К полюсу фаз отключенного выключателя, в неблагоприятных условиях могло прикладываться напряжения более чем 2Uф. На ПС Экибастузская, выключатели 500кВ типа ВНВ-500 не были рассчитаны на эксплуатацию при таких продольных напряжениях на изоляции. Пока с этим разобрались, на ВЛ-500кВ Барнаул, длиной 700км, успело взорваться 7 полюсов выключателя.

Добавлено: 2018-03-04 15:28:20

rimsasha пишет:
В файле приложена поясняющая схема. На схеме ПС Кустанайская обладает двумя выключателями 500 кВ идущими от перемычки 500 кВ.
Предполагаю что при работе ВЛ на 500 кВ оба выключателя были включены. Тогда получается по стороне 500 кВ при переводе ВЛ на напряжение 500 кВ схема получалась четырехугольник. А при работе ВЛ на 1150 кВ четырехугольник оставался или схема получалась условно "полуторной"?
Какова схема работы этих выключателей при работе ВЛ на напряжении 500 кВ и при 1150 кВ?

Выключатели 500кВ были включены все, независимо от режима работы ВЛ Кустанайская - Кокчетавская. Имеются ввиду не ремонтные состояния самих выключателей.

В приложениях протокол проверки АПОФ

Lekarь пишет:
7. Если происходил разрыв транзита, то насколько сложно было его включить заново?
scherenkov ответил:
7.Была очень сложно включить в режиме недокомпесации реактивной мощности ( на транзите в работе были не все шунтирующие реакторы). Проблем не было, если ВЛ включалась в компенсированном режиме.
Я тут применил слово «недокомпенсация». Слово не совсем литературное, но очень наше, советское. Делали, делали и недоделали…
Хочу рассказать, как мы замыкали транзит Экибастуз – Урал первый раз…
К концу лета 1988 года в Европейской части СССР, из-за засухи, осталось мало воды в водохранилищах Волжского каскада ГЭС, наступил дефицит электроэнергии. В Сибири же воды было много, электроэнергии тоже избыток. И вот тут кто-то из ЦК КПСС вспомнил про электропередачу Барнаул – Экибастуз – Кокчетав – Кустанай – Челябинская. Она была практически готова к работе, за исключением некоторых недоделок, самой существенной из которых была неготовность одного из шунтирующих реакторов 1150кВ на ПС Кокчетавская. Т.е. на электропередаче 1150кВ Экибастуз – Кокчетав – Кустанай (остальные участки электропередачи работали на напряжении 500кВ) из 5400мВАр мощности остались некомпенсированными 900мВАр.
Надо сказать, что хозяином вышеуказанной электропередачи было производственное объединение «Дальние электропередачи» с головным офисом в Москве, а оперативно электропередача управлялась ОДУ Казахстана. Никто из этих организаций не посмел возражать ЦК КПСС, который приказал восполнить дефицит электроэнергии в Европейской части СССР включением в работу «энергомоста», как тогда говорили, Экибастуз – Урал.
Надо включать… Но как себя поведет электропередача 1150кВ с некомпенсированными 900мВАр?  Никто не знал. Решили проверить. Начали собирать схему с ПС Экибастузская. Включили ВЛ-500кВ Экибастузская ГРЭС-1 – ПС Экибастузская (длина 17км), на ПС Экибастузская подали напряжение на автогруппу 500/1150кВ, включили ВЛ-1150кВ ПС Экибастузская – ПС Кокчетавская. На ПС Кокчетавская включили последовательно выключатели 1150кВ  ВЛ Экибастузская и ВЛ Кустанайская. После включения выключателя 1150кВ ВЛ Кустанайская на электропередаче образовался избыток реактивной мощности в 900мВАр. Поток этой мощности был в сторону Экибастузской ГРЭС-1 по ВЛ-500кВ ПС Экибастузская – ГРЭС-1. К тому же, в момент включения выключателя 1150кВ ВЛ Кустанайская на ПС Кокчетавская запустились пусковые органы блокировки при качаниях (ПОБ) дистанционных защит. 3 зона ДЗ ВЛ-500кВ ПС Экибастузская – ГРЭС-1 поток реактивной мощности в сторону ГРЭС-1 восприняла как трехфазное КЗ в зоне защиты (несмотря на весьма повышенное напряжение в сети) и отключила транзит! Не поверили, повторили включение. Эффект тот же!
Вы думали это охладило пыл начальства? Ничего подобного, ведь «партия приказала»! На следующий день начали собирать схему транзита со стороны ПС Кустанайская. На ПС Кустанайская отключили ВЛ-500кВ Челябинская, оставив в работе ВЛ-500кВ Сокол (длина 40км), включили автогруппу 500/1150кВ и т.д. После того, как на ПС Кокчетавская включили выключатель ВЛ-1150кВ Экибастузская, сработали ПОБ дистанционных защит в транзите. 3 зона дистанционной защиты ВЛ-500кВ ПС Кустанайская – ПС Сокол восприняла поток реактивной мощности в 900мВАр с ВЛ-1150кВ в сеть 500кВ как трехфазное КЗ в зоне защиты и отключила электропередачу. Не поверили, повторили включение. Эффект тот же! Начальство впало в ступор. Тут подключились «низы». Т.е. релейщики с ПС Кустанайская предложили замкнуть передачу в полуавтоматическом режиме с помощью функции ТАПВ-КС, т.к время работы ТАПВ-КС гораздо меньше времени срабатывания 3 зоны ДЗ. В Москву, в головной офис ПО ДЭП был передан алгоритм подготовки схемы РЗА к полуавтоматическому включению, откуда вниз он спустился в виде руководящего указания.
И вот, в один прекрасный момент, все московское руководство: генеральный директор, его зам, главный инженер приехали на ПС транзита 1150кВ и дали команду на включение электропередачи в работу. Электропередачу включили в работу! На этот раз удалось обмануть проклятые 900мВАр, однако они обиделись и затаили злобу и в реальности счастливого конца не было…
Некомпенсированные 900мВАр давали о себе знать в каждый выходной день, когда нагрузка в сети была минимальной. Защиты от повышения напряжения в сети 1150кВ регулярно «разваливали» транзит. Так было до октября месяца 1988 года. В октябре сначала произошел этот непонятный случай с АТГ на ПС Кустанайская (см. выше), а через 10 дней так и вовсе взорвалась одна фаза АТГ из-за КЗ на «землю» внутри бака в районе ввода 1150кВ. После этого транзит перешел в режим 500кВ до июня 1989 года. Нет бы сразу так включать (в смысле на 500кВ)!

Добавлено: 2018-03-05 18:09:00

Вдобавок две осциллограммы:
1. Неудачное включение ВЛ-1150кВ ПС Кокчетавская - ПС Кустанайская со стороны ПС Кокчетавская.
2. Замыкание транзита 1150кВ на ПС Кустанайская в полуавтоматическом режиме.

Фотографии измерения нагрузки токовых цепей