Sawicki: Bałkany mogły być źródłem zagadkowego incydentu niestabilności elektroenergetyki europejskiej

19 stycznia 2021, 07:31 Energetyka
Podział na dwie strefy. Fot.: entsoe/PSE
Podział na dwie strefy. Fot.: entsoe/PSE

Na początku stycznia doszło do zagadkowego spadku częstotliwości na połączeniach sieci elektroenergetycznych, synchronizowanych ze sobą. Incydent nie spowodował awarii połączeń w Europie. Odnotowane zostały jedynie przerwy dostaw energii na Bałkanach. Źródło awarii prowadzi do Rumunii, co jednak o niczym nie przesądza. Noworoczny incydent pokazuje, że sieci przesyłowe w Europie, będące z jednej strony pod naciskiem rosnącego udziału zielonej energii, a z drugiej rosnącego zapotrzebowania na energię w czasie mrozów i upałów, są narażone na niestabilność systemu. Latem system ten ma amortyzować fotowoltaika. A co będzie zimą? – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor BiznesAlert.pl.

Przerwy w dostawach energii

Europejski obszar synchronizacji sieci elektroenergetycznej podzielił się w piątek ósmego stycznia po południu na dwa niezależne regiony. Było to spowodowane serią następujących po sobie wyłączeń elementów systemu przesyłowego, które wystąpiły w krótkim czasie. Sytuacja ta trwała godzinę zanim doszło do ponownej synchronizacji. ENTSO-E (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej) tego samego dnia podała pierwszy komunikat w tej sprawie.

Sieci przesyłowe krajów Europy kontynentalnej są połączone elektrycznie, aby pracować synchronicznie z częstotliwością około 50 Hz. Wydarzenie z 8 stycznia 2021 roku spowodowało, że obszar synchroniczny Europy kontynentalnej podzielił się na dwa obszary, przy czym obszar w Europie Południowo-Wschodniej wciąż tymczasowo funkcjonuje w oderwaniu od reszty Europy kontynentalnej.

15 stycznia ENTSO-E podała poszerzony komunikat, szeroko opisując zdarzenie, nie podając jednak źródła problemu, które jest nadal przedmiotem analiz. Przeanalizowałem jednak komunikaty operatorów europejskich, tło i historię tego typu zdarzeń.

Zagadkowy problem sieci elektroenergetycznych w Europie. Systemy są bezpieczne

Co się stało ósmego stycznia 2021 roku?

Według poszerzonego komunikatu ENTSO-E z 15 stycznia, tuż po godz. 14:05 częstotliwość w północno-zachodniej strefie systemu spadła na ok. 15 sekund do poziomu 49,74 Hz, by później utrzymywać stałą wartość ok. 49,84 Hz. Jednocześnie częstotliwość w strefie południowo-wschodniej wzrosła do poziomu 50,6 Hz, a następnie ustabilizowała się i jej wartość wynosiła między 50,2 a 50,3 Hz.

Podział na dwie strefy. Fot.: entsoe/PSE

Podział na dwie strefy. Fot.: entsoe/PSE

W związku ze spadkiem częstotliwości w obszarze północno-zachodnim, we Francji i Włoszech w ramach zawartych wcześniej umów odłączono dużych odbiorców o łącznej mocy 1,7 GW. – Świadczą oni na rzecz operatorów systemów przesyłowych usługę, w ramach której są automatycznie odłączani od systemu, gdy częstotliwość spadnie poniżej pewnego poziomu – wyjaśnia ENTSO-E. Dodatkowo w obszarach synchronicznych Europy Północnej oraz Wielkiej Brytanii automatycznie uruchomiono rezerwy wytwórcze o mocy odpowiednio 420 i 60 MW. – Dzięki tym środkom zaradczym już o godz. 14.09 odchylenie częstotliwości na obszarze północno-zachodnim wynosiło ok. 0,1 Hz poniżej prawidłowej wartości 50 Hz – argumentuje organizacja.

Ze względu na duży wzrost częstotliwości na obszarze południowo-wschodnim zostały uruchomione działania zaradcze (została zmniejszona generacja jednostek wytwórczych). W efekcie o godz. 15:05 wahania częstotliwości w tym rejonie ograniczono do ok. 0,1 Hz powyżej prawidłowej wartości 50 Hz.

– W obliczu powstałego zakłócenia uruchomienie automatycznych działań oraz współpraca operatorów z regionu Europy Kontynentalnej sprawiły, że sytuacja została szybko opanowana- argumentuje ENTSO-E Skoordynowane działania operatorów były niezbędne także do ponownego połączenia dwóch obszarów. Zasilanie do odłączonych wcześniej odbiorców we Włoszech zostało przywrócone o godz. 14:47, a we Francji minutę później. O godz. 15:08 obie strefy zostały ponownie połączone. Szczegółowe dochodzenie jest wciąż prowadzone przez ENTSO-E.

Działania zaradcze

W Europie kontynentalnej obowiązują procedury mające na celu uniknięcie zakłóceń systemowych i szczególnie dużych odchyleń częstotliwości, które grożą nieskoordynowanym odłączeniem odbiorców lub generacji. Niemiecki operator sieci Amprion i szwajcarski Swissgrid (są odpowiedzialne za te procedury, pełniąc rolę monitora obszaru synchronicznego (SAM) w Europie kontynentalnej. SAM stale monitoruje częstotliwość systemu. W przypadku dużych odchyleń częstotliwości informują wszystkich operatorów za pośrednictwem Europejskiego Systemu Ostrzegania (EAS – ENTSO-E Awarness System) i uruchamiają nadzwyczajną procedurę dotyczącą odchyleń częstotliwości, aby szybko i skutecznie koordynować środki zaradcze w celu ustabilizowania systemu. Jednym z etapów tej procedury jest konferencja telefoniczna organizowana przez Amprion, Swissgrid, a także RTE (Francja), TERNA (Włochy) i REE (Hiszpania). Telekonferencja odbyła się ósmego stycznia 2021 roku. O godz. 14:09 czasu środkowoeuropejskiego. Podczas konferencji telefonicznej dokonano oceny sytuacji, a operatorzy poinformowali o działaniach zaradczych, które zostały już uruchomione. Operatorzy z obszaru północno-zachodniego i południowo-wschodniego koordynowali również działania na rzecz ponownego połączenia, aby ponownie dotrzeć do jednego obszaru synchronicznego w Europie kontynentalnej. Zgodnie z postanowieniami Wytycznych działania systemu, w sprawie zdarzenia prowadzone jest szczegółowe badanie. Obejmuje to kompleksową analizę dużej liczby zapisów w czasie rzeczywistym z zabezpieczeń i innych elementów systemu elektroenergetycznego. ENTSO-E opublikuje wyniki tego dochodzenia, gdy tylko analiza zostanie zakończona.

Dlaczego kwestia częstotliwości jest tak ważna? Jednym z podstawowych kryteriów jakościowych jest utrzymanie wartości i właśnie wspomnianej częstotliwości napięcia na odpowiednim poziomie. Wszystkie elementy systemu przesyłowego, jak linie przesyłowe, transformatory pracują z określoną częstotliwością. Jeśli ona spada lub rośnie powyżej danego poziomu, to część urządzeń się wyłącza. W skrajnych wypadkach grozić to może blackoutami.

Incydent z piątku 8 stycznia, który spowodował odcięcie europejskiej sieci energetycznej na południowo-wschodnią i północno-zachodnią część na około godzinę, to jedna z najbardziej krytycznych sytuacji bliskich blackoutowi od czasu ostatniego poważnego blackoutu w regionie w 2006 roku. Według doniesień medialnych w niektórych regionach wrażliwe maszyny automatycznie przestały działać. Pozostaje niejasne, jakie były dokładne przyczyny takiego stanu rzeczy, a wady połączeń sieciowych w Europie Południowo-Wschodniej są wymieniane jako możliwe winowajcy.

Incydent w Papenburgu, który zachwiał Europą

Warto przypomnieć do czego więc doszło prawie 15 lat temu. W pierwszą sobotę listopada 2006 roku około godziny 22:00, w Niemczech zapotrzebowanie w obszarze regulacyjnym E.ON Netz wynosiło około 13500 MW. W tym samym czasie, moc wyprowadzana z elektrowni wiatrowych wynosiła 3300 MW. Z uwagi na duże tranzyty mocy, ciągi przesyłowe w kierunku zachodnim pracowały w pełni obciążone. To normalna sytuacja. O godzinie 21:38 w pobliżu Papenburgu obydwa tory linii przesyłowej 380 kV Conneforde-Diele zostały wyłączone w celu zapewnienia bezpiecznego przejścia statku rzeką Ems. Wcześniej przeprowadzone zostały rutynowe obliczenia i symulacja wyłączenia wspomnianej linii, które nie wykazały wystąpienia żadnych potencjalnych zagrożeń. W następstwie wyłączenia linii, przepływy mocy zmieniły się i dociążyły się linie przesyłowe na południu. Po pewnym czasie obciążenie w sieci E.ON Netz zwiększyło się, szczególnie obciążyła się linia Wehrendorf-Landesbergen (we wschodniej Westfalii) łącząca systemy przesyłowe RWE. W konsekwencji, z powodu wyłączenia dwóch wyżej wspomnianych linii przesyłowych najwyższych napięć, w następnych sekundach doszło do przeciążenia kolejnych linii i w następstwie doi kaskadowych wyłączeń. Doprowadziło to do podzielenia europejskich połączonych systemów UCTE ((Union for the Coordination of the Transmission of Electricity) na trzy. Jako efekt domina, nastąpił podział systemu niemieckiego na część północną i południowo-wschodnią i rozprzestrzenił się na system austriacki, który uległ podziałowi na dwie części. Wyspa 1 charakteryzowała się deficytem mocy (braki generacji) z uwagi na fakt importu energii wytwarzanej w farmach wiatrowych na północy Niemiec, które znalazły się w obszarze wyspy 2. W konsekwencji, częstotliwość w obszarze wyspy 1 spadła do poziomu 49 Hz, co spowodowało zadziałanie automatyki odłączania odbiorów (odcięcie zasilania), zgodnie z zasadami pracy w UCTE. Wyspy 2 i 3, jako obszary z nadwyżką wytwarzania musiały zmierzyć się z poważnym wzrostem częstotliwości spowodowanym nadmiarem wytwarzanej mocy.

Podział na trzy strefy z 2006 r. Fot.: entsoe/PSE

Podział na trzy strefy z 2006 r. Fot.: entsoe/PSE

W celu przywrócenia równowagi pomiędzy wytwarzaniem a zużyciem w obszarze zachodnim, zadziałała automatyka odłączania. Działania podjęte przez wszystkich Operatorów Systemów Przesyłowych, zgodnie z standardami zapewnienia bezpieczeństwa pracy UCTE, zapobiegły przekształceniu się tego zakłócenia w blackout na skalę europejską. Dostawy energii elektrycznej zostały przywrócone po około 1-1,5 godziny.

Po analizach zleconych przez Komisję Europejskiej po incydencie w Papenburgu doszło do zmian w regulacjach dotyczących sieci. Pakiet dotyczący wewnętrznego rynku energii UE, przyjęty w 2009 roku położył podstawę prawną dla tak zwanych regionalnych koordynatorów bezpieczeństwa. Obecnie istnieje pięć takich organizacji. Wspierają łącznie 44 operatorów systemów przesyłowych w całej Europie w utrzymaniu przepływu energii elektrycznej.

Po 15 latach problem powraca. Trop prowadzi do Rumunii

Z analiz informacji od poszczególnych operatorów wynika, że do incydentu na początku 2021 mogło dojść na południu Europy, prawdopodobnie w jednym z krajów regionu południowo – wschodniego. Eksperci wiele uwagi poświęcają w tym aspekcie Rumunii, bo w tym kraju styczniowy incydent wyrządził najwięcej szkód. To tamtejszy operator sieci przesyłowej Transelectrica jako pierwszy informował o problemach. W efekcie awarii uszkodzeniu uległy sieci przesyłowe w północno-zachodniej Rumunii. Kilka miejscowości w Transylwanii pozostawało całkowicie lub częściowo bez elektryczności przez prawie półtorej godziny, podczas gdy w innych obszarach występowały tylko wahania napięcia. Problemy z przerwami w dostawie prądu zgłoszono w Cluj, Satu Mare, Maramureș, Bistrița Năsăud, Alba, Brașov, Mureș i Sibiu. Rumuńskie sieci przesyłowe są połączone z siecią europejską poprzez sieć węgierską.

Inni europejscy operatorzy także odnotowali problemy z częstotliwością, jednak nie miało to żadnego przełożenia na prace systemów. O takich problemach raportowali austriacki operator sieci przesyłowej APG, niemiecki Amprion, włoska TERNA czy bułgarski ESO. Inne kraje zauważyły problem, ale nie przełożył się na jakiekolwiek problemy w systemie elektroenergetycznym.

Przeciążenie systemu elektroenergetycznego doprowadziło także do przerw w dostawach energii elektrycznej w niektórych częściach Bułgarii. Przerwane dostawy energii zostały stopniowo przywrócone. Inni z kolei operatorzy wskazują, że do problemów mogło dojść także w Grecji, Chorwacji, a także Turcji.

To, że trop prowadzi na Półwysep Bałkański wskazuje także komunikat włoskiego operatora sieci przesyłowych, TERNA. Włosi poinformował, że wykryto spadek częstotliwości z powodu serii incydentów, do których doszło na linii przesyłowych w regionie Bałkanów, co podzieliło europejską sieć elektroenergetyczną na dwie części.

Austriacy i Niemcy przestrzegają

Zakłócenie w zsynchronizowanej europejskiej sieci wysokiego napięcia w piątek ósmego stycznia 2021 roku, które doprowadziło do rozdzielenia europejskich regionów sieciowych, skłoniło do wielu przemyśleń o systemie elektroenergetycznym w Europie. Niemieckie Stowarzyszenie Przemysłu Energetycznego i Energetyki (VIK) ostrzegło, że incydent ten jest sygnałem ostrzegawczym przed nagłymi spadkami częstotliwości w europejskich sieciach poddanych dużym wahaniom, co może wpłynąć na bezpieczeństwo dostaw.

Austriacka prasa alarmuje wprost, zwiększona ekspansja energii odnawialnej, a tym samym niestabilna generacja energii wiatrowej i słonecznej, doprowadziła do coraz większych wahań w sieciach energetycznych. – Liczba operacji awaryjnych gwałtownie rośnie. Jeszcze kilka lat temu Wien Energie (austriacki producent energii i ciepła) musiał w krótkim czasie znacząco zwiększyć produkcję energii elektrycznej. Takich sytuacji było ok. 15 w ostatnich latach. Jeśli chodzi o nagłe przywracanie stabilności energii w sieciach, to w ostatnich latach takich przypadków było 240.

– Elektrownie opalane gazem mają zasadnicze znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw. Wien Energie dąży do przejścia na zielony gaz w perspektywie średnioterminowej. Ze względu na bezpieczeństwo dostaw Austria w coraz większym stopniu polega na elektrowniach jądrowych i węglowych będących w jej sąsiedztwie – czytamy w austriackim dzienniku Der Standard. Dlatego też austriacka spóła energetyczna EVN apeluje o nowe prawne warunki ramowe dla dalszej eksploatacji istniejących elektrowni gazowych i zachęty do budowy nowych, elastycznych i szybko uruchamianych turbin gazowych w Austrii oraz, w sytuacjach awaryjnych, radzenia sobie bez energii elektrycznej z elektrowni węglowych i jądrowych w sąsiednich krajach. Austriacy podkreślają, że wiatr, słońce i energetyka wodna nie nadają się do zwiększenia produkcji w jak najkrótszym czasie, nawet jeśli „przyszłość należy do zielonej energetyki”.

Zagadkowy incydent w elektroenergetyce rodzi apele o więcej gazu…z Rosji?

Regulacje elektroenergetyczne zadziałały

Współpraca operatorów europejskich i sprawne zarządzanie mocą, tak aby przywrócić na ich poszczególnych odcinkach docelowe napięcie wskazują, że procedury zawarte w tzw. pakiecie zimowym z 2018 roku, a także tzw. kodeksy sieciowe zdały egzamin. Kodeksy sieciowe składają CACM (wytyczne dotyczące alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi), FCA (wytyczne dotyczące długoterminowej alokacji zdolności przesyłowych), EB GL (bilansowanie energii elektrycznej) oraz SO GL (wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej). Kodeksy sieci to dokumenty, które regulują m.in. zarządzanie systemami przesyłowymi oraz kwestie skutecznego i niedyskryminacyjnego dostępu do połączeń międzysystemowych w celu zapewnienia transgranicznej wymiany energii elektrycznej.

Wróbel: Pakiet zimowy to kompromis korzystny dla Polski (ROZMOWA)

Komisja jest uprawniona do przyjmowania i zmiany wiążących wytycznych dotyczących kodeksów sieci. W tym celu zasięga opinii Europejskiej Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER), ENTSO-E, operatorów systemów dystrybucyjnych z krajów członkowskich oraz, w stosownych przypadkach, innych zainteresowanych stron. Niewykluczone, że po analizie styczniowego incydentu dojdzie do kolejnych zmian w kodeksach, a ENTSO-E oraz Komisja Europejska wyda wytyczne dla krajów Europy Południowo – Wschodniej dotyczącej zwiększenia elastyczności systemów elektroenergetycznych. Wpisuje się to w szerszy kontekst zmian na tamtejszym rynku energii. Aby zwiększyć pewność dostaw Rumunia i Bułgaria chcą z pomocą USA rozbudować potencjał elektrowni jądrowych, zaś Grecja, podobnie jak Polska i Niemcy stoi przed dylematem wyeliminowania węgla brunatnego i zastąpienia tego paliwa innym, bardziej przewidywalnym. Przypadek Austrii pokazuje, że OZE nie wystarczą. Europa musi zmierzyć się z problemami przestarzałej węglowej infrastruktury energetycznej w Serbii i Bośni i Hercegowinie.

Jakóbik: Atak zimy pokazuje, że przezorny energetyk jest zawsze ubezpieczony