🚀 go-pugleaf

W dniu 2025-05-02 o 21:52, Tomasz Gorbaczuk pisze:
> W dniu .04.2025 o 19:07 J.F <jfox_xnospamx@poczta.onet.pl> pisze:
> 
>>
>> Wielka awaria zasilania w Hiszpanii i Portugalii.
>>
>> zdarzyło sie ponoć 12:30.
>>
>> A winne "induced atmospheric vibration" ?
> 
> 
> Obserwacja z dziś - wracam do domu autostradą A30 na południu Hiszpanii 
> (jestem na ok 600 m n.p.m.) i jest +15 i zacina mżawka. Zjeżdżam do 
> siebie na poziom morza i mam +29 st i pełna lampa taka jak była rano.
> W obu lokalizacjach ( i u mnie i tam gdzie było +15) po horyzont stoją 
> wiatraki i panele PV. Może jednak jest coś na rzeczy z tą różnica 
> temperatur?
> 
> TG


Pośrednio odpowiem mr. JFowi. Minęło trochę czasu i coś się rozjaśniło.

Długie. Znalezione w necie.

ctrl+v


Tekst Nikona Gawryluka, eksperta Instytutu Badań Edukacyjnych w temacie 
OZE na temat przyczyn blackoutu w Hiszpanii. Dlaczego nie można oprzeć 
się tylko na kapryśnych OZE bez oparcia w "twardych" źródłach energii? 
Zaczynamy:

"W systemie elektroenergetycznym częstotliwość sieci (np. 50 Hz w 
Europie) jest miarą równowagi między produkcją a zużyciem energii. Aby 
utrzymać stałe 50 Hz, moc generowana musi w każdej chwili niemal 
dokładnie równoważyć moc pobieraną przez odbiorców. Gdy nagle 
zapotrzebowanie przewyższy generację – np. w wyniku awarii dużej 
elektrowni lub nagłego wzrostu obciążenia – system traci równowagę i 
częstotliwość zaczyna spadać. Odwrotnie, gdy generacja przewyższa 
obciążenie – np. wskutek nagłego odłączenia dużego odbiorcy albo 
przewymiarowania produkcji – częstotliwość rośnie. W normalnych 
warunkach operatorzy sieci utrzymują częstotliwość w bardzo wąskim 
przedziale odchyłek (np. 49,9–50,1 Hz), uruchamiając automatyczne 
regulacje mocy, tak aby przywrócić bilans. Jednak kluczowym, często 
niedocenianym czynnikiem stabilizującym częstotliwość jest bezwładność 
mechaniczna dużych jednostek wytwórczych pracujących synchronicznie z 
siecią.

Bezwładność mechaniczna turbin synchronicznych

Klasyczne elektrownie węglowe, gazowe, jądrowe czy wodne są wyposażone w 
duże generatory synchroniczne napędzane turbinami. Ich wirniki (o masach 
rzędu dziesiątek czy setek ton) wirują synchronicznie z częstotliwością 
sieci i magazynują ogromną ilość energii kinetycznej. Ta bezwładność 
obrotowa sprawia, że maszyny te opierają się zmianom prędkości 
obrotowej, a więc przeciwdziałają nagłym zmianom częstotliwości. W 
momencie zakłócenia sieci – na przykład awarii generatora albo skoku 
obciążenia – bezwładność działa jak bufor: turbiny nie zmieniają od razu 
swojej prędkości obrotowej, lecz oddają lub pochłaniają energię 
zmagazynowaną w obracających się masach, spowalniając tempo zmiany 
częstotliwości. Można to porównać do koła zamachowego stabilizującego 
pracę silnika. Dzięki temu inne elementy systemu zyskują cenne sekundy 
na reakcję (np. zadziałanie regulatorów pierwotnych w elektrowniach czy 
uruchomienie rezerw). Wysoka bezwładność całego systemu oznacza, że 
nawet duże zakłócenia wywołują powolne i ograniczone odchyłki 
częstotliwości, łatwiejsze do opanowania. Duże wirujące masy w 
konwencjonalnych elektrowniach stabilizują sieć, równoważąc wahania 
między podażą a popytem. Innymi słowy, im większa bezwładność systemu, 
tym bardziej “sztywna” jest częstotliwość i tym trudniej ją gwałtownie 
zmienić. Z kolei niska bezwładność oznacza, że częstotliwość może 
zmieniać się bardzo szybko i mocno przy byle zakłóceniu.

W praktyce inercja (bezwładność) klasycznych turbin pomaga “przejechać” 
przez krótkotrwałe zaburzenia bez poważnych konsekwencji.  Bezwładność 
tych elektrowni pomaga sieci przetrwać zakłócenia częstotliwości. 
Przykładowo, gdy nagle odłącza się duża elektrownia, to właśnie 
rozpędzone turbiny innych bloków oddają w ułamkach sekundy swoją energię 
kinetyczną do sieci, spowalniając spadek częstotliwości zanim zadziałają 
regulacje aktywne. Jeśli jednocześnie zadziałają automatyczne regulatory 
(tzw. regulacja pierwotna – np. zawory pary czy dopływu paliwa w 
turbinach), pozostałe elektrownie mogą zwiększyć swoją moc w odpowiedzi 
na spadek częstotliwości. Dzięki temu częstotliwość udaje się 
ustabilizować na akceptowalnym poziomie (np. minimalnie poniżej 50 Hz) i 
po kilkudziesięciu sekundach wraca ona w okolice nominalnej wartości. 
Cały ten proces jest możliwy tylko wtedy, gdy w systemie pracuje 
odpowiednio dużo synchronizowanych źródeł z dużą bezwładnością.

Skutki niskiej bezwładności: większe wahania częstotliwości

Brak klasycznych turbin synchronicznych w systemie – na przykład wskutek 
zastąpienia ich źródłami odnawialnymi podłączonymi przez falowniki – 
powoduje dramatyczny spadek bezwładności całej sieci. Źródła takie jak 
elektrownie słoneczne (fotowoltaika) czy turbiny wiatrowe nie są 
bezpośrednio sprzężone z częstotliwością sieci, co oznacza brak 
naturalnej inercji mechanicznej w systemie. O ile farmy wiatrowe 
fizycznie mają wirujące turbiny, to poprzez falowniki są niejako 
“odcięte” od bezpośredniego oddziaływania na częstotliwość – nie reagują 
od razu jak klasyczne synchronizowane maszyny. W rezultacie, gdy rośnie 
udział takich źródeł, efektywna bezwładność systemu maleje.

Konsekwencje niskiej bezwładności są poważne. Przy niewielkiej 
bezwładności nawet nieduże zakłócenia powodują szybsze i głębsze wahania 
częstotliwości niż w systemie wysoko inercyjnym. Fachowo mówi się, że 
szybkość zmian częstotliwości (ROCOF-Rate of change of frequency) po 
zakłóceniu rośnie – częstotliwość może w kilka sekund spaść o wiele 
więcej Hz niż normalnie. Dla operatorów oznacza to krótszy czas na 
reakcję i większe ryzyko, że automatyka zabezpieczeniowa zadziała zanim 
sytuacja zostanie opanowana. Na przykład jeśli częstotliwość spadnie 
poniżej ustalonego progu (np. ~49 Hz), uruchamiają się zabezpieczenia 
tzw. odciążania odbiorów (UFLS – Under Frequency Load Shedding), które 
automatycznie odłączają część użytkowników, aby ratować częstotliwość. 
Dla odbiorców oznacza to przerwy w zasilaniu, czyli lokalne blackouty, 
nawet jeśli początkowo awaria dotyczyła tylko jednej elektrowni. Niska 
bezwładność zwiększa też ryzyko całkowitej utraty stabilności systemu – 
gdy zmiany są zbyt gwałtowne, kolejne elektrownie mogą się wyłączać , co 
napędza efekt łańcuchowy prowadzący do rozległego blackoutu. Krótko 
mówiąc, im mniej mas wirujących (energetyka klasyczna) tym mniejsza 
inercja systemu, tym trudniej utrzymać częstotliwość w bezpiecznym 
zakresie i tym większe ryzyko awarii.

W dużych, połączonych systemach elektroenergetycznych tradycyjnie 
problem niestabilności częstotliwości był rzadszy, bo wiele elektrowni 
konwencjonalnych pracujących równolegle zapewniało wysoką bezwładność. 
Dodatkowo połączenia międzysystemowe pozwalają sąsiednim krajom wspomóc 
się nawzajem przy zakłóceniu. Przykładowo, system kontynentalny Europy 
jest wspólną siecią synchroniczną od Portugalii po Polskę – jeśli w 
jednym miejscu zabraknie mocy, częstotliwość spada wszędzie tylko 
nieznacznie, a generatory z innych krajów automatycznie dokładają mocy 
by zbalansować system. Tak było np. w maju 2021, gdy awaria stacji 
Rogowiec odcięła od sieci polską Elektrownię Bełchatów (prawie 4 GW 
mocy). Mimo ogromnej utraty mocy blackoutu udało się uniknąć, bo reszta 
Europy przejęła obciążenie – pomogła duża bezwładność i rezerwy 
pozostałych elektrowni synchronicznych. To pokazuje, że duży wspólny 
system z klasycznymi elektrowniami potrafi “złapać” częstotliwość zanim 
ta wymknie się poza dopuszczalne ramy. Niestety, gdy udział tych 
klasycznych jednostek spada, a system staje się bardziej wyspowy 
(odizolowany) lub zdominowany przez niesterowalne źródła, takie 
automatyczne ratowanie staje się trudniejsze.

Fluktuacje częstotliwości w sytuacjach zakłóceniowych

Warto prześledzić typowe zjawiska zachodzące z częstotliwością przy 
nagłych zmianach podaży lub popytu na energię:

Nagły spadek generacji (niedobór mocy) – np. awaria dużej elektrowni. 
Częstotliwość zaczyna spadać, bo brakuje energii do pokrycia obciążenia. 
Bezwładność innych turbin początkowo hamuje ten spadek, oddając energię 
kinetyczną do sieci. Jeśli jednak ubytek mocy jest duży, częstotliwość 
może szybko spaść poniżej bezpiecznego poziomu. Po około 0,5–1 sekundzie 
zaczynają reagować regulatory w elektrowniach – turbiny podkręcają moc 
(np. zwiększając dopływ paliwa) by zahamować spadek częstotliwości. W 
systemie o wysokiej inercji spadek może zatrzymać się np. na 49,5 Hz i 
powoli wracać do normy. Natomiast w systemie o niskiej inercji spadek 
może być głębszy i szybszy – częstotliwość może osiągnąć np. 48 Hz w 
ciągu kilku sekund, co zadziała jak sygnał do wyłączenia kolejnych 
elektrowni (działają zabezpieczenia chroniące generator przed 
uszkodzeniem przy zbyt niskiej częstotliwości) i awaria się pogłębia. 
Aby temu zapobiec, uruchamiają się automaty odłączające mniej znaczących 
odbiorców (load shedding), by zmniejszyć obciążenie. Dopiero redukcja 
obciążenia i mobilizacja rezerw mocy pozwala ustabilizować 
częstotliwość. Cały ten ciąg wydarzeń dzieje się bardzo szybko (kilka do 
kilkunastu sekund), a jego przebieg zależy silnie od poziomu 
bezwładności w systemie.
Nagły wzrost generacji lub spadek obciążenia (nadmiar mocy) – np. przy 
silnym podmuchu wiatru turbiny wiatrowe wprowadzą nagle dużo mocy, albo 
duży odbiorca przemysłowy niespodziewanie odłączy się od sieci. Nagle 
podaż mocy przewyższa popyt, więc częstotliwość rośnie powyżej 50 Hz. 
Turbiny synchroniczne wskutek bezwładności nie przyspieszą od razu 
drastycznie – najpierw zaczną magazynować nadwyżkę energii jako 
dodatkową energię kinetyczną (minimalnie zwiększając prędkość obrotową). 
Jednak jeśli nadmiar mocy jest duży, częstotliwość może szybko wzrosnąć 
powyżej bezpiecznego progu (np. >50,5 Hz). Wówczas inne zabezpieczenia 
mogą automatycznie odłączyć część generatorów (szczególnie źródła 
odnawialne). Dzięki temu próbuje się zahamować dalszy wzrost 
częstotliwości. Wysoka bezwładność systemu również i w tym przypadku 
tłumi tempo wzrostu częstotliwości, dając czas operatorowi na np. 
odstawienie nadmiarowych jednostek w kontrolowany sposób. Przy niskiej 
bezwładności częstotliwość może jednak szybciej przekroczyć dopuszczalne 
granice, co grozi uszkodzeniem urządzeń i również może wywołać cascade 
wyłączeń.

Podsumowując, fluktuacje częstotliwości są naturalną reakcją systemu na 
brak równowagi mocy, ale ich skala i szybkość zależy od poziomu 
bezwładności. Klasyczne turbiny działają jak “amortyzatory” drgań 
częstotliwości, a ich brak sprawia, że system wpada w drgania znacznie 
łatwiej – co w skrajnych przypadkach prowadzi do blackoutu. N iska 
inercja skutkuje szybkimi odchyleniami częstotliwości i zwiększa ryzyko 
niestabilności systemu oraz wyłączeń.

Blackout w Hiszpanii (kwiecień 2025)

Najnowszym dramatycznym przykładem potwierdzającym powyższe zjawiska 
jest rozległy blackout w Hiszpanii i Portugalii z 28 kwietnia 2025. Tego 
dnia około południa doszło do nagłego załamania się systemu 
elektroenergetycznego na Półwyspie Iberyjskim. Według wstępnych danych w 
ciągu zaledwie kilku sekund Hiszpania straciła ok. 15 GW mocy generacji, 
co stanowiło aż ~60% zapotrzebowania kraju. Tak ogromny ubytek mocy 
spowodował gwałtowny spadek częstotliwości. System hiszpański 
praktycznie “oderwał się” od reszty Europy – awaria prawdopodobnie 
spowodowała odłączenie połączeń z Francją – więc Hiszpania i Portugalia 
musiały radzić sobie same, niczym wyspa energetyczna. Dlaczego tak się 
stało?

Synchronizacja w systemie elektroenergetycznym.

W Europie większość krajów należy do tzw. Kontynentalnego Systemu 
Synchronicznego (ENTSO-E Continental Europe Synchronous Area). To 
znaczy, że wszystkie połączone sieci energetyczne (Francji, Niemiec, 
Polski, Hiszpanii itd.) pracują w jednej wspólnej częstotliwości 50 Hz, 
z bardzo małymi tolerancjami (np. ±0,2 Hz).

Aby taki wspólny system działał:

- wszystkie elektrownie muszą generować prąd dokładnie z tą samą 
częstotliwością i fazą,
- przepływy energii między krajami są możliwe, bo ich systemy są 
zsynchronizowane.

Jeżeli jakiś fragment sieci zacznie "odjeżdżać" częstotliwością (np. 
spada do 48,5 Hz albo rośnie do 51 Hz), to:

powstają ogromne różnice faz i napięć na połączeniach,
linie przesyłowe są przeciążane,
automatyka bezpieczeństwa (przekaźniki częstotliwościowe i napięciowe) 
odłącza ten fragment, aby chronić resztę systemu.

W dniu blackoutu:

- doszło do dużej utraty mocy w Hiszpanii (awarie lub spadek generacji OZE),
- częstotliwość w Hiszpanii zaczęła gwałtownie spadać,
- reszta Europy (Francja, Niemcy) utrzymywała stabilną częstotliwość 
około 50 Hz.

To spowodowało, że:

- różnica częstotliwości między Hiszpanią a Francją rosła,
- linie przesyłowe przez Pireneje (mające ograniczoną pojemność) były 
przeciążane,
- w pewnym momencie zadziałała automatyka ochronna na łączach między 
Hiszpanią a Francją – i fizycznie odłączyła Hiszpanię od reszty Europy.

Czyli Brak synchronizacji częstotliwości spowodował automatyczne 
"odcięcie" Hiszpanii, by nie zniszczyć całego systemu kontynentalnego.

Hiszpania i Portugalia pozostawione same sobie

Niestety, w tym momencie większość działających źródeł stanowiły farmy 
wiatrowe i słoneczne (Hiszpania jest liderem OZE, w 2022 r. ~56% energii 
pochodziło ze źródeł odnawialnych). Wskutek zakłócenia wypadły z systemu 
praktycznie wszystkie duże elektrownie konwencjonalne (gazowe i 
jądrowe), pozostawiając system oparty niemal wyłącznie na jednostkach 
odnawialnych. Oznaczało to drastyczny spadek bezwładności – sieć została 
pozbawiona “kotwicy” stabilizującej częstotliwość. Częstotliwość spadła 
poniżej bezpiecznego poziomu szybciej, niż automatyka była w stanie 
zareagować. Doszło do kaskadowego odłączania kolejnych elementów sieci i 
całkowitego zatopienia znacznej części kraju w ciemnościach. W efekcie 
stanęła komunikacja (metro, koleje), ruch lotniczy i praca 
infrastruktury w całej Hiszpanii. Była to bezprecedensowa awaria jak na 
nowoczesny system energetyczny w Europie.

Analitycy podkreślają, że taka skala blackoutu nie jest zaskoczeniem w 
systemach odizolowanych z dużym udziałem OZE. Hiszpania, leżąc na skraju 
kontynentalnej sieci, ma ograniczone połączenia z resztą Europy – 
podobnie jak systemy wyspowe (np. Wielka Brytania, Irlandia) czy 
półwyspowe (Włochy). W takich warunkach częstotliwość łatwiej “wymyka 
się” spod kontroli przy dużym zakłóceniu, bo brakuje pomocy z zewnątrz. 
Duży udział generacji niesynchronicznej (wiatrowej, słonecznej) sprawił, 
że sieć była bardziej wrażliwa na zakłócenia.

Przypadek hiszpański jest wyraźnym ostrzeżeniem, jak niebezpieczne dla 
stabilności jest ograniczenie klasycznej generacji synchronicznej bez 
odpowiednich zastępczych mechanizmów. Wspomina się, że aby zapobiegać 
takim sytuacjom, potrzebne są inwestycje w technologie zwiększające 
inercję (np. kondensatory synchroniczne – wirujące maszyny bez 
obciążenia, które dodają bezwładności do sieci) oraz w szybkie rezerwy 
regulacyjne w postaci bateryjnych magazynów energii. Coraz więcej 
operatorów rozważa też wykorzystanie tzw. sztucznej inercji z farm 
wiatrowych – poprzez odpowiednie sterowanie inwerterami, turbiny mogą na 
krótko oddawać więcej mocy z własnej energii kinetycznej, imitując 
zachowanie klasycznych generatorów. Są to jednak rozwiązania dodatkowe. 
Fundamentalnie, przypadek ten pokazuje, że klasyczne turbiny 
synchroniczne wciąż odgrywają kluczową rolę w stabilizowaniu 
częstotliwości systemu. Ich bezwładność mechaniczna działa jak “poduszka 
bezpieczeństwa”, która zapobiega gwałtownym fluktuacjom częstotliwości 
przy nagłych zakłóceniach. Gdy tej poduszki zabraknie, sieć staje się 
bardziej nerwowa – częstotliwość ulega większym i szybszym wahaniom, a 
ryzyko poważnej awarii rośnie wykładniczo.

Hiszpański blackout 2025 unaocznił tę zależność w spektakularny, choć 
bolesny sposób."
https://x.com/J_Dobromilski/status/1917143278912487932