Что бардак? Журнальная статья? Так это - повод упорядочить все сообщения с Форума на эту тему.

Возможно Вы имели ввиду сумятицы, возникшие при включении транзита 1150кВ и последующей эксплуатацией его вплоть до аварии? Знаете, ситуация с неполной компенсацией реактивной мощности в принципе может возникнуть в любой момент во время эксплуатации. Это закон падающего бутерброда или, по-американски, закон Мэрфи. Надо было учиться справляться с подобной ситуацией. Не думайте ничего плохого о людях стоящих во главе ПО ДЭП и ОДУ Казахстана. Это были очень ответственные и квалифицированные работники. Нельзя было не включать электропередачу и нельзя было включать ее на напряжении 500кВ. Этим самым был бы нанесен огромный урон самой идее работы на напряжении 1150кВ.
Об аварии расскажу позднее.

Можно. Можно было и 500 кВ. Но 1150 движение вперед, а 500 и 750 это стоять на месте, что и произошло. Если посмотреть на видео порталах выключатели на 1200 кВ , производства Китая, то мы очень сильно отстали.
500 кВ тоже появилось на сразу. Первоначально передача Москва -Куйбышев работала на 400 кВ. А на её отпайках вплоть до начала текущего века стояли короткозамыкатели на 500 кВ.

Lekarь пишет:
А, что было у Вас с компьютерами, телеуправлением? Выключатели только с подстанции управлялись или ими могли управлять диспетчерские пункты, например в Казахстане? Если связь с ОДУ в Казахстане терялась, то к кому переходило управление? Вы только с Казахстаном работали в части получения команд или с другими ОДУ или регионами имели отношения?
Режимы работы ЛЭП 500-1150 кВ, считали у Вас или тоже в Казахстане, а Вы только были наблюдателями тех режимов, которые сложатся?
А причина КЗ на землю внутри бака в районе ввода 1150 кВ, в чем заключалась, какие выводы были о причинах такого повреждения?
Кто задавал уставки УРЗА, тоже Казахстан или там были совместные решения?

Молодой человек, Вы задаете слишком много вопросов причем сразу по нескольким темам. Мне трудно связанно отвечать… Однако, попытаюсь. Почему я решил, что Вы молоды? Да потому, что в конце 80-х годов в СССР персональных компьютеров не было. Вернее они только-только появлялись и ни каком практическом применении речи не шло. Будь постарше, Вы бы об этом знали. Телеуправления у нас тоже не практиковалось, только телесигнализация. Случаев потери связи с ОДУ Казахстана не наблюдалось, т.к. было несколько резервных каналов связи.
ВЛ-1150кВ Кустанай – Челябинск была в управлении ОДУ Урала и введении ЦДУ ЕЭС. Остальные ВЛ-1150 и 500кВ, АТГ 1150кВ находились в управлении ОДУ Казахстана. Естественно, уставки защит РЗА считало то ОДУ, в управлении которого находилось оборудование. Уставки основных защит АТГ 1150кВ считало ПО ДЭП. Режимы в сети 1150кВ и 500кВ считало ОДУ Казахстана, мы были наблюдателями.
Немного об аварии.
В процессе развития аварии сработало газовое реле фаза АТГ на сигнал. Дежурный диспетчер, согласно инструкции, взял волейбольную камеру и залез на бак фазы, что взять пробу газа. Газовое реле, естественно, находится под расширителем, рядом расположен ввод 500кВ. В это время происходит КЗ, похожее на мощнейший взрыв внутри бака. Происходит выброс масла через предохранительные клапаны в сторону лестницы, по которой только что поднимался диспетчер. Бак трансформатора раздувается, да так, что в одном месте лопнуло ребро жесткости (железнодорожный рельс в месте сварки). Ввод 500кВ рядом с диспетчером рассыпается на куски.  Диспетчер остался жив и невредим! После этого случая немедленно изменили ПТЭ – пробу газа с газового реле можно брать только на отключенном трансформаторе.
После аварии длительное время работала Государственная комиссия, во главе с членом-корреспондентом Академии наук СССР. Все осциллограммы с фиксацией повышенных напряжений в сети у нас были немедленно изъяты и тщательно проанализированы. Случаев нарушения режимов, превышающих допустимые напряжения на оборудовании в течении времени не обнаружено, т.е. условия (вольтсекундные характеристики), указанные в таблице 5.3 ПТЭ соблюдались. Претензий к условиям эксплуатации оборудования у комиссии не возникло. К работе защит вопросов тоже не было. Из поврежденного бака трансформатора слили масло и его вскрыли. Обнаружили нарушение барьерной изоляции (электрокартона) возле деревянного бруса, который расклинивал обмотку ВН, не давая ей смещаться при динамических усилиях. Деревянный брус был треснутым. Острые края трещины создавали очень высокую напряженность электрического поля, что и привело к разрушению изоляции. Это была явная вина завода-изготовителя.

сейчас от газового реле вниз опускаются медные трубки с краниками для отбора газа

Lekarь пишет:
Были ЭВМ на перфокартах. Спросил, так как у Вас была экспериментальная подстанция, поэтому, могли и они стоять.
А как, Вы считаете, с высоты прожитых лет. Правильно изменили ПТЭ, что пробы масла брать только на отключенном трансформаторе, всего по одному  случаю? Ведь выхлопная труба находится как правило над расширетелем, и если бы Ваш коллега находился в зоне выхлопа, то неизвестно, чем бы это закончилось. ПТЭ то изменили, но трансформатор не запрещено осматривать, а значит от риска получения травм не ушли.
Если это конечно был единственный случай, когда по нему изменили ПТЭ.
И еще по аварии, а не версия, что деревянный брус треснул, по вине завода, не рассматривалась, в том виде, что трещина была получена при доставке или монтаже фазы? Ведь из Запорожья до Вас несколько тысяч км надо было протащить фазу по разному рельефу местности.

Была на ПС ЭМВ типа СМ-2М с памятью на магнитных кассетах. На ней даже было установлено чудо иностранной техники – винчестер на 10мегабайт! Единственное, что вразумительно могла делать эта машина, так выполнять функции регистратора аварийных событий.
На мощных трансформаторах (автотрансформаторах) нет выхлопных труб, есть предохранительные клапаны. Когда человек лезет на трансформатор с возможным дефектом (газ в газовом реле), то вероятность его травматизма гораздо выше, чем при случайном попадании под выброс масла, фарфоровые осколки и т.д. Думаю, что изменение ПТЭ оправдано.
Фазу, транспортным весом более 500 тонн вряд ли можно протащить по рельефу, да еще потряхивая так, чтобы треснул брус. Ее весьма осторожно провозят по железной дороге.

У меня несколько другое мнение. Мнение аналогичное Вашему много слышал и когда поправляешь его, что не при случайном выбросе масла, а при осмотре трансформатора, после работы газовой защиты на сигнал. Т.е. осмотр трансформатора проводится , который находится в зоне риска. Другими словами, если мы ставим в приоритете безопасность персонала, то осмотр трансформатора должен проводиться после разгрузки и отключения трансформатора при любом срабатывании ГЗ на сигнал. А не так , что подниматься нельзя, а ходить около него не запрещено. Вас понял. Спасибо! )))

Падала опора,наверное и не одна?

Scorp пишет:
Падала опора,наверное и не одна?

Если Вы видели фотографии ВЛ-1150кВ или видели ее в натуре, то должны были заметить, что она очень внушительных размеров. Только проводов в фазе восемь, и пролет проводов в фазе весит 16 тонн. Правда это только на участке Экибастуз – Кокчетав – Кустанай. На других участках сечение проводов меньше и вес, соответственно, тоже меньше и это очень хорошо. Потому как повышенное сечение проводов на участке Экибастуз – Кокчетав – Кустанай приводило к тому, что в узле крепления гирлянды к опоре, в некоторых ситуациях (налипание снега на провода при сильном ветре и пляске проводов) металл в узле крепления испытывал динамические нагрузки, превышающие предел текучести. В узле крепления происходило постепенное сминание металла и, примерно через 8 лет эксплуатации ВЛ гирлянды начали отрываться. Отрываться гирлянды начали сначала на ВЛ Экибастуз – Кокчетав, она была построена раньше, затем и на ВЛ Кокчетав – Кустанай.  Обрыв гирлянды приводил к падению опоры и полному ее сминанию.  Она не подлежала восстановлению. Процесс этот начался в лихие 90 годы, после развала СССР, естественно на территории республики Казахстан (РК).  Казахстан - это не Россия, там гораздо меньше возможностей по изготовлению опор для ВЛ-1150кВ, однако нашлась одна мехколонна где-то в центральном Казахстане которая смогла начать производство необходимых металлоконструкций (опору собирали на месте установки). И вот началась гонка: падение опоры – замена опоры – замена узлов крепления на здоровых опорах – падение опоры – замена опоры и т.д. Вдобавок надо было охранять ВЛ-1500кВ постоянного тока от разграбления алюминиевой мафией. Мафия в отместку начала валить опоры ВЛ-1150кВ, чтобы отвлечь внимание от ВЛ-1500кВ. Вдобавок начались забастовки оперативного персонала – зарплату по полгода не платили. Народ сильно волновался. Но линейщикам было не до этого. Они не бастовали потому, что им давали командировочные и они делились этими деньгами с семьями, на что и жили  и воевали: с линией, с мафией… Вот такая у них была работа в те времена.
Замена узлов крепления была на не аналогичные, а вновь разработанные, которые исключали возникновение напряженностей в металле, превышающих предел текучести. Постепенно ситуацию удалось нормализовать, ВЛ-1150кВ выжила. ВЛ-1500кВ полностью разграбили…
Когда мы с одним товарищем переехали жить в Россию в конце 90-х, часто слышали от местных энергетиков от том, как им тяжело жилось в эти лихие годы. При этом, в нашем понимании, они приводили очень смехотворные аргументы…