Все оперативные переговоры с начала возникновения аварии и до ее ликвидации должны записываться на магнитофон или жесткий диск компьютера.

Весь персонал, находящийся во время аварии на электростанции, включая начальников цехов, в вопросах, связанных с ликвидацией аварии, должен выполнять распоряжения начальника смены станции.

Во время аварии на щите управления блока, электростанции, подстанции, в помещении диспетчерского пункта предприятия или района электрических сетей энергосистемы и т. д. разрешается находиться только тем, кто непосредственно участвует в ликвидации аварии, а также лицам из числа административно-технического персонала и специалистам технологических служб. Список таких лиц определяется в установленном порядке.

Все переключения в аварийных условиях производятся в соответствии с требованиями ПТЭ и МПБЭЭ (см. п. 6.2.4).

Инструкция указывает порядок выполнения самостоятельных действий по ликвидации аварий оперативным персоналом электростанций и подстанций, а именно:

при подаче напряжения на обесточенные участки электрической сети и РУ напряжением 110 кВ и выше оперативный персонал проверяет наличие заземленной нейтрали со стороны питания (то же относится и к кабельным сетям напряжением 35 кВ, работающим с глухим заземлением нейтрали);

при опробовании напряжением отключившегося оборудования персонал немедленно вручную отключает выключатели при включении их на КЗ и отказе защиты или при неполнофазном включении. Признаком КЗ является резкое понижение напряжения одновременно с броском тока;

при опробовании напряжением отключившихся линий персонал предварительно отключает устройство АПВ, если последнее не выводится из действия автоматически, и производит необходимые переключения в устройствах противоаварийной автоматики;

при опробовании напряжением отключившейся линии класса напряжений 330 кВ и выше и длиной более 200 км персонал подготавливает режим сети по напряжению. Подготовка этого режима объясняется возможным значительным повышением напряжения выше допустимого на подстанции, с которой производится опробование, особенно на другом конце линии.

При ликвидации аварии в первую очередь напряжение подается на шины обесточенной электростанции.

Включение отключившегося оборудования допускается только после анализа действия защит, отключивших оборудование во время аварии.

По окончании ликвидации аварии работник, руководивший ликвидацией, составляет сообщение об аварии по установленной форме.

Характерными причинами аварий в системах электроснабжения могут быть следующие.

1. Понижение частоты электрического тока из-за возникшего недостатка мощности генерирующих источников вследствие потери генерирующей мощности или возрастания потребления в энергосистеме (нагрузки потребителей). Понижение частоты до 46–47 Гц сопровождается еще и глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе АЧР. Из-за периодического понижения частоты в ЕЭС России в 1990-е гг. сложилась чрезвычайная ситуация; для восстановления нормального режима ЕЭС России был издан приказ РАО «ЕЭС России» от 01.12.1999 г. № 488 «О поддержании частоты в ЕЭС России и безусловном выполнении ограничений».

2. Повышение частоты электрического тока из-за нарушения режима работы и перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей. При частоте более 50,2 Гц разгружаются электростанции, агрегаты гидроаккумулирующих электростанций переводятся в двигательный режим для понижения частоты.

В соответствии с требованиями ПТЭ электрических станций и сетей РФ ЦДУ ЕЭС России (в настоящее время – Системный оператор, СО-ЦДУ ЕЭС) должно ежегодно задавать Объединенным диспетчерским управлениям (ОДУ), а ОДУ – энергосистемам объем и диапазон уставок устройств АЧР и ЧАПВ.

Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России несет диспетчер СО-ЦДУ ЕЭС, а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах – диспетчеры ОДУ или энергосистемы.

3. Понижение уровня напряжения в основных узловых пунктах энергосистемы вследствие недогрузки генераторов и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, перегрузки генераторов по активной мощности, неудовлетворительного распределения активных и реактивных мощностей генераторов и синхронных компенсаторов, чрезмерной присоединенной мощности потребителей электроэнергии, увеличения перетоков мощности по линиям или неотключившегося КЗ в сети до истечения допустимого срока перегрузок генераторов и синхронных компенсаторов.

4. Повышение уровня напряжения на оборудовании сверх допустимых значений, что может случиться из-за одностороннего отключения ВЛ, их разгрузки, отключения шунтирующих реакторов, повышения загрузки генераторов и синхронных компенсаторов по реактивной мощности, работающих в режиме выдачи, а также наличия избыточной мощности батарей силовых конденсаторов.

5. Асинхронный режим работы отдельных частей энергосистем из-за:

перегрузки межсистемных транзитных связей по условиям устойчивости (аварийное отключение большой генерирующей мощности, интенсивный рост потребляемой мощности, отказ устройств противоаварийной автоматики);

отказа выключателей или защит при КЗ в электросетях; несинхронного включения связей.

6. Разделение ЕЭС, объединенных энергосистем вследствие сложностей синхронизации разъединенных частей энергосистемы, регулирования частоты в отделившихся частях и т. д.

7. Перегрузка межсистемных и внутрисистемных транзитных связей сверх максимально (аварийно) допустимых значений перетоков мощности (токов) по ВЛ и оборудованию. Переход на работу с аварийно допустимыми перетоками мощности может осуществляться на период прохождения максимума нагрузки энергосистемы или на время, необходимое для ввода ограничений потребителей, а в послеаварийном режиме (после отключения генератора, линии, автотрансформатора и др.) – на время, необходимое для мобилизации резерва мощности.

Причины возникновения, порядок предотвращения и ликвидации аварий на электрооборудовании и участках сетей (на ВЛ, КЛ, в главных схемах подстанций и электростанций, при замыкании на землю и др.) в необходимом объеме описаны в Инструкции по предотвращению и ликвидации аварий в электрической части энергосистем.

В качестве примера рассмотрим причины возникновения крупной системной аварии в сентябре 2000 г. в ОЭС Урала, дальнейшее развитие которой могло бы привести к значительным последствиям (по материалам расследования РАО «ЕЭС России», приказ от 04.10.2000 г. № 543).

Для производства плановых работ по согласованной и разрешенной заявке была выведена в ремонт ВЛ 500 кВ. С целью обеспечения допустимых нагрузок в энергорайоне главная схема районной электростанции была разделена на две части отключением группы автотрансформаторов между ОРУ 220 и 500 кВ. При производстве оперативных отключений на ОРУ произошло ошибочное отключение ВЛ 220 кВ, что привело к перегрузке оставшихся ВЛ 110 и 500 кВ, отключению их автоматикой разгрузки линий и отделению части ОАО «Свердловэнерго» от ЕЭС России. В таком режиме в связи с ростом частоты блок станции снизил мощность и в последующем был автоматически остановлен в соответствии с технологическим регламентом. В процессе роста и колебаний частоты и напряжения энергоблоки, работающие на сеть 220 кВ, разгрузились и отключились от технологических защит. Развитие технологического нарушения привело к отключению потребителей выделившегося энергорайона и дальнейшему отключению потребителей в энергосистеме.

Хотя данная аварийная ситуация не нарушила режим работы ЕЭС России, не привела к опасным режимам работы межсистемных связей и потере устойчивости ЕЭС, в локальном масштабе она привела к значительным убыткам.

Конкретной причиной возникновения аварии был вывод в ремонт без оформления заявки секционного выключателя, что и привело к разрыву транзита. ОДУ Урала при рассмотрении и разрешении заявки на вывод в ремонт ВЛ 500 кВ провело проверочный расчет режима для оценки допустимой выдачи мощности с шин 500 кВ без учета отключенного состояния ВЛ 220 кВ.