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."
"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."
• • •
Missing some Tweet in this thread? You can try to
force a refresh
