8. MARI AVARII ÎN SISTEMELE ELECTROENERGETICE

8.1. Introducere Avariile în sistemele electroenergetice apar ca o consecinţă imediată a unor perturbaţii, incidente majore, ce nu pot fi anticipate şi care determină întreruperi pe zone extinse în alimentarea cu energie electrică.

Ele se manifestă sub diferite forme: supraîncărcări (congestii); tensiuni în afara limitelor admisibile; instabilitate (tranzitorie, la mici perturbaţii, de tensiune); deconectarea/declanşarea unor linii, staţii de conexiune, centrale; separarea sistemului. În ultima vreme colapsurile/blackout-urile în mari sisteme electroenergetice au devenit “ceva obişnuit” şi, în ciuda faptului că s-a studiat îndelung complexitatea acestora, multe întrebări rămân încă fără răspuns. Există numeroase controverse legate de simularea modului lor de desfăşurare. Astfel, foarte importante sunt anumite aspecte legate de modelarea sistemului în scopul de a obţine un model cât mai fidel al blackout-ului. Analiza celor mai recente avarii a scos la iveală faptul că există multe trăsături comune între ele, ceea ce conduce la concluzia că o parte din aceste incidente ar putea fi totuşi prevenite. Însă, deoarece nu există soluţii perfecte pentru a preveni blackout-urile, care de regulă sunt cauzate de o secvenţă complexă de evenimente în cascadă, trebuie luate măsuri pentru a se minimiza impactul unor perturbaţii viitoare. Sunt necesare investiţii pentru dezvoltarea unor proiecte generale bine definite şi coordonate cu scopul de a ajuta la prevenirea colapsurilor. În general, sistemele electroenergetice sunt proiectate conform criteriului N-1, adică un element principal al sistemului electroenergetic să nu fie în funcţiune (linie electrică de transport, grup generator important, transformator de putere etc.) în regim normal şi nu pentru o secvenţă de perturbaţii, care în mod obişnuit are o probabilitate mică de apariţie. Majoritatea avariilor s-au petrecut ca urmare a ieşirii din funcţiune neprogramată, în cascadă, a mai multor echipamente ceea ce duce la apariţia unei situaţii ce depăşeşte cu mult N-2 contingenţe. Perturbaţiile care au probabilitate mică de apariţie nu pot fi anticipate de către operatorii de sistem, ceea ce face ca sistemul să fie vulnerabil. Este foarte dificil de prevăzut o anumită secvenţă de evenimente deoarece există aproape o infinitate de contingenţe posibile la un moment dat. În plus, ţinând cont de faptul că se produc mereu schimbări în sistem (producători independenţi de energie electrică care vând energia către consumatori din zone îndepărtate, creşterea sarcinii, instalaţii noi etc.), aceste contingenţe pot să fie complet diferite de ceea ce proiectanţii de sistem aşteptau. Pe măsură ce se extinde un lanţ de evenimente în diferite locaţii ale reţelei preîntâmpina răspândirea rapidă a perturbaţiilor. Stabilirea probabilistică a apariţiei unui eveniment major a făcut ca o parte dintre operatorii de sistem să investească mai mult în evaluarea posibilităţii apariţiei evenimentului în loc să întreprindă o serie de măsuri preventive. În numai două luni de zile, în anul 2003, în lume au avut loc patru blackout-uri majore: 14 august, nordul Statelor Unite ale Americii şi Canada, unul dintre cele mai severe din istoria acestor ţări, cu 50 milioane de persoane afectate; 28 august, Londra; 23 septembrie, Suedia şi Danemarca, cu 5 milioane de persoane afectate; 28 septembrie, Italia, cel mai grav colaps petrecut vreodată în Europa, cu 57 milioane persoane afectate. Aceste evenimente petrecute într-o perioadă relativ scurtă conduc la concluzia că sunt necesare măsuri serioase pentru a se minimiza apariţia unor astfel de perturbaţii în viitor, mai ales pentru faptul că nici unul dintre aceste colapsuri nu a avut ca origine dezastre naturale, ci erori umane de operare şi conducere a sistemelor electroenergetice.

În acest context apare evidentă importanţa studiului acestor avarii de sistem pentru a putea învăţa din experienţa celor ce au trecut prin astfel de evenimente.

8.2. Avaria din Suedia şi Danemarca – 23 septembrie 2003 8.2.1. Prezentare generală În data de 23 septembrie 2003, la prânz, Sistemul Electroenergetic Nordic a suferit cea mai severă avarie din ultimii 20 de ani. Partea de sud a Suediei şi partea de est a Danemarcei, inclusiv capitala Copenhaga au rămas fără energie electrică. Cauza a fost coincidenţa unor defecţiuni severe, care au condus la încărcarea sistemului cu mult peste ceea ce era de aşteptat în cazul unor contingenţe prevăzute prin schema normală a sistemului şi prin standardele de siguranţă în funcţionare.

Sistemul naţional de transport al energiei electrice din sudul Suediei este construit pe baza unei structuri buclate, în principal cu linii electrice simplu circuit de 400 kV conectate la staţiile electrice, care de regulă sunt echipate cu sistem dublu de bare colectoare. În zona afectată de perturbaţii există trei noduri importante, în care se produce energie electrică în centrale nucleare, grupurile generatoare având puteri nominale de la 500 MW până la 1200 MW. Una dintre principalele centrale electrice care funcţionează pe păcură este disponibilă pentru a acoperi pierderile, dacă este necesar, la fel ca şi turbinele cu gaz care sunt în rezervă caldă. Două legături la tensiune continuă (HVDC) de 600 MW cu Germania şi Polonia sunt, de asemenea, conectate la reţeaua de 400 kV. Sistemul Zealand din estul Danemarcei este strâns legat cu sistemul suedez prin intermediul unui set de cabluri submarine dublu circuit de 400 kV, care sunt în paralel cu un set de cabluri mai vechi de 132 kV. Energia electrică se produce în centrale electrice pe cărbune cu grupuri de până la 650 MW, centrale electrice de termoficare, iar o mare parte a energiei electrice se obţine în centrale eoliene. Reţeaua de transport din Zealand este, de asemenea, conectată cu Germania printr-o legătură HVDC de 600 MW. 8.2.2. Starea sistemului înaintea avariei Înainte de producerea perturbaţiei, condiţiile de funcţionare erau stabile şi se încadrau perfect în limitele de funcţionare şi de siguranţă impuse ale sistemului. În Suedia cererea era în jur de 15000 MW, ceea ce însemna o valoare moderată, datorită vremii neobişnuit de caldă pentru acea perioadă a anului. Producţia de energie electrică în centralele nucleare în zona afectată era redusă din cauza programelor de revizie generală care erau în plină desfăşurare şi a repornirilor întârziate în cazul câtorva grupuri datorită cerinţelor de securitate nucleară. În centrala electrică de la Barsebäck din sudul Suediei nu se producea deloc energie electrică deoarece grupul 1 era permanent închis, iar pornirea grupului 2 fusese amânată. În afara centralelor nucleare numai câteva mici centrale hidroelectrice şi centrale mixte (de cogenerare) locale erau în funcţiune în partea de sud a Suediei. Producţia de energie electrică în Zealand (Danemarca) era programată conform tranzacţiilor de pe piaţa spot de energie electrică a NordPool, astfel încât se exportau 400 MW spre Suedia. Două linii electrice de 400 kV din zonă erau scoase din funcţiune din cauza unor lucrări lucrări de mentenanţă programate. De asemenea, legăturile HVDC cu Polonia şi Germania erau scoase din funcţiune ca urmare a reviziilor anuale şi din cauza unor reparaţii minore. Reviziile componentelor importante ale sistemului trebuie evitate în timpul perioadei de iarnă, când sistemul este foarte încărcat, şi trebuie coordonate cu grijă cu perioadele de revizie generală, care au loc în restul anului la grupurile centralelor nucleare. Acest lucru implică ca unele lucrări

de mentenanţă să fie programate astfel încât să coincidă cu întreruperile din centralele nucleare, iar altele nu trebuie să coincidă, în funcţie de amplasarea lor în cadrul sistemului. Retragerea din funcţiune a principalelor componente de reţea de obicei conduce la scăderea capacităţii de transport. Pentru a menţine un anumit nivel de siguranţă în cazul în care apar defecţiuni, limitele capacităţii de transport în zonele critice ale reţelei sunt ajustate în mod continuu astfel încât să corespundă condiţiilor cerute de funcţionare sau întrerupere.

Fig. 8.1. Starea sistemului înaintea avariei

8.2.3. Succesiunea evenimentelor

� Pierderea iniţială a unor grupuri generatoare La ora 12:30 grupul 3, de 1200 MW, al centralei nucleare Oskarshamn a fost descărcat, prin control manual, de la cei 1175 MW generaţi ini ţial până la aproximativ 800 MW din cauza unor probleme la o supapă internă din circuitele apei de alimentare. Problemele neputând fi rezolvate s-a comandat oprirea completă a grupului, iar după 10 secunde s-a oprit şi reactorul. Pierderea unui singur grup de 1200 MW se poate întâmpla destul de des, iar acest eveniment este privit ca o contingenţă standard. Conform standardelor de securitate aplicate în cadrul Sistemului Interconectat Nordic, rezervele de putere activă şi reactivă la fel ca şi capacitatea de transport suplimentară ar trebui să fie suficiente pentru a acoperi deficitul cauzat de o perturbaţie de acest tip fără să intervină întreruperi ulterioare ale alimentării cu energie electrică. Aceste condiţii fiind

îndeplinite la momentul respectiv, sistemul a putut controla această defecţiune fără apariţia imediată a unor consecinţe serioase. După o variaţie normală a frecvenţei şi activarea automată a rezervelor momentane provenite din energia electrică produsă în centralele hidroelectrice în Norvegia, nordul Suediei şi Finlanda, sistemul a revenit la starea stabilă de funcţionare în mai puţin de un minut. În partea de sud a Suediei tensiunea a scăzut cu aproximativ 5 kV dar a rămas în jur de 405-409 kV, ceea ce nu înseamnă în nici un caz o valoare critică. Frecvenţa a fost stabilizată în mod automat puţin sub limita normală de operare, care este de 49.90 Hz. În continuare s-au luat măsuri menite să conducă la creşterea frecvenţei. Nivelurile de transport se menţin încă în limitele predeterminate de siguranţă. Ca urmare a deficitului înregistrat pe coasta de sud-est prin ieşirea din funcţiune a grupului de 1200 MW, tranzitul de putere în reţea a fost redistribuit. A crescut astfel fluxul de putere tranzită dinspre vest pentru a se putea acoperi cererea din partea de sud a Suediei.

� Ieşirea din funcţiune a unei bare colectoare

La ora 12:35 p.m. în staţia electrică de 400 kV Horred, având sistem dublu de bare, se produce o dublă defecţiune la barele colectoare. Două grupuri de 900 MW de la centrala nucleară din Ringhals alimentează, de regulă, această staţie electrică prin intermediul a două linii electrice radiale conectate la bare colectoare diferite (fig. 9.38). Barele colectoare sunt conectate între ele prin intermediul unor celule de cuplă echipate cu întreruptoare şi separatoare, care sunt proiectate să secţioneze şi să separe staţia pentru a izola un defect de pe una dintre barele colectoare astfel încât cealaltă bară colectoare să rămână intactă, iar liniile electrice conectate la ea să funcţioneze, în continuare, fără probleme. Prin urmare, o defecţiune la o bară colectoare ar trebui să provoace deconectarea doar a uneia dintre cele două unităţi nucleare.

Fig.8.2. Schema de conexiuni a staţiei Horred Cauza dublului defect al barelor colectoare de la Horred a fost defectarea unui separator situat în celula de cuplă dintre cele două bare colectoare la care erau conectate grupurile nucleare. Separatorul este de tip pantograf (se ridică vertical “de jos în sus” pentru a face contact cu bara colectoare) (fig. 9.39). Una dintre legăturile mecanice care permitea structurii să se ridice s-a desfăcut ca urmare a supraîncălzirii. Curentul de sarcină al separatorului crescuse de la aproximativ 1000 A până la 1500 A ca urmare a pierderii producţiei de 1175 MW de pe coasta de est. Această valoare este însă cu mult sub curentul de sarcină maxim admisibil care a cărui valoare este de 3100 A. În martie 2003 dispozitivul fusese verificat în ceea ce priveşte

suprasarcina termică, dar nu s-a detectat nimic neobişnuit. O asemenea defecţiune nu a mai fost niciodată sesizată la vreunul dintre cele aproximativ 70 de seturi de astfel de separatoare din reţeaua de 400 kV suedeză.

Fig.8.3. Defecţiunea separatorului din Horred Cu “încheietura” ruptă, structura verticală a separatorului s-a prăbuşit în lateral în direcţia celeilalte bare colectoare. Din cauza căderii s-a deschis, sub sarcină, contactul separatorului cu bara. Acest fapt a dus la apariţia instantanee a unui arc electric între bara colectoare şi partea superioară a separatorului care s-a întins către cea mai apropiată fază a barei colectoare adiacente. Distanţa de izolaţie dintre barele colectoare a fost redusă de către părţile proeminente ale separatorului în cădere. De asemenea, este posibil ca şi vântul să fi contribuit la întinderea arcului electric înspre cealaltă bară colectoare, ajutând arcul să străbată această distanţă. Prin intermediul arcului electric, două faze diferite din componenţa celor două bare colectoare au fost scurtcircuitate. În conformitate cu schema de funcţionare a sistemului de protecţie, această defecţiune a fost sesizată de protecţiile barelor colectoare ceea ce a dus la declanşarea imediată a întreruptoarelor tuturor liniilor electrice racordate la cele două bare.

� Impactul asupra sistemului

Ca urmare a deconectării barelor colectoare, cele două grupuri nucleare care furnizau în total 1750 MW au fost declanşate, iar reţeaua şi-a pierdut capacitatea de transport de-a lungul coastei de vest. Iniţial acest lucru a dus la apariţia unor puternice oscilaţii de putere în sistem, la o scădere substanţială a nivelului de tensiune şi a frecvenţei care a atins o valoare puţin peste 49.00 Hz. În aceste condiţii au început să opereze descărcătoarele automate de sarcină. Totuşi, pentru a putea susţine sarcina, reţeaua electrică de transport s-a supraîncărcat puternic în zonele de sud-est şi sud-central. Se menţionează faptul că, aceste zone de reţea nu dispun de surse majore de producere a energiei electrice astfel că aportul de putere reactivă era redus. După aproximativ 90 de secunde de la avarierea barelor colectoare oscilaţiile au scăzut, iar sistemul părea a fi în stare stabilă. Între timp, ca urmare a intrării în acţiune a comutatoarelor de ploturi ale transformatoarelor de putere care alimentează zonele de consum, necesarul de energie electrică în zonă a revenit treptat. Acţiunea comutatoarelor de ploturi a antrenat scăderea, în

continuare, a tensiunii în reţeaua de 400 kV ajungându-se la valori critice. În final această situaţie a condus la colapsul tensiunii într-o secţiune a reţelei, în zona de sud-vest în jurul capitalei Stockholm. Atunci când tensiunea a scăzut către valori foarte reduse, întreruptoarele din secţiunile critice ale reţelei au fost declanşate de către protecţiile de distanţă. Ca urmare reţeaua s-a despărţit în două părţi, iar partea de sud, cuprinzând sudul Suediei şi estul Danemarcei, a rămas iniţial interconectată, dar a suferit din cauza lipsei alimentării. Inerţia generatoarelor încă rămase în funcţiune în Danemarca a fost repede anulată prin încercarea de a acoperi cererea de energie electrică. În câteva secunde frecvenţa şi tensiunea au căzut către niveluri la care protecţiile generatoarelor şi cele de reţea au intrat în funcţiune, iar apoi, în urma declanşărilor, întregul subsistem a intrat în colaps. Practic toate sistemele de alimentare cu energie electrică la sud de o linie geografică situată între oraşele Norrköping la est şi Varberg la vest, au fost întrerupte. Câteva mici centrale hidroelectrice au rămas în funcţiune alimentând mici insule din jurul lor. În total, pierderea iniţială a fost de aproximativ 4500 MW în Suedia şi 1850 MW în Danemarca. Defecţiunea de la Horred Căderea tensiunii Separarea subsistemului Fig. .8.4. Înregistrarea tensiunii, puterii active şi reactive precum şi a frecvenţei la o staţie electrică situată la nord de Stockholm

Fig.8.5. Aportul de putere provenit din Danemarca (Zealand) La nord de această zonă, sistemul electroenergetic a rămas intact inclusiv interconexiunile către Norvegia şi Finlanda. Alimentarea cu energie electrică nu a fost întreruptă în zona oraşului Stockholm. Câteva echipamente sensibile au reacţionat totuşi la nivelul scăzut al tensiunii şi la oscilaţii, ceea ce a condus la nereguli în funcţionarea semafoarelor şi sistemelor de telecomunicaţie. În total în Suedia au fost afectate 1.6 milioane de persoane, iar în Danemarca 2.4 milioane de persoane. Au fost semnalate, de asemenea, pierderi simultane ale alimentării cu energie electrică în zone rurale din partea centrală a ţării, dar acestea erau cauzate de condiţiile meteorologice locale şi nu erau legate de perturbaţiile severe din sud. 8.2.4. Restaurarea alimentării cu energie electrică Pentru începerea procesului de restaurare, baza a constituit-o Reţeaua Naţională rămasă intactă, situată la nord de linia de separare. Energia electrică produsă în centralele hidroelectrice în Norvegia, nordul Suediei şi Finlanda a fost complet disponibilă pentru a acoperi necesarul. Urmând procedurile de restaurare în caz de urgenţă, pornind de la nord către sud, liniile şi staţiile electrice au fost repuse în funcţiune reconstituindu-se astfel reţeaua căzută. Restaurarea putea fi continuată de-a lungul căilor estice şi centrale. În partea de vest au apărut dificultăţi în reabilitarea reţelei în jurul oraşului Horred din cauza unor dezechilibre între faze cauzate de separatorul defect. În ciuda obstacolelor ce au intervenit pe parcurs, Centrul Naţional de Control al Sistemului a reuşit să repună în funcţiune reţeaua de 400 kV până la cele mai sudice staţii electrice în mai puţin de o oră. Iniţial tensiunea era relativ oscilantă din cauza lipsei de aport de putere reactivă ce ar fi trebuit să provină de la generatoarele încă nesincronizate. Pierderea comenzii de la distanţă a uneia dintre importantele staţii electrice a dus la întârzieri în stabilizarea tensiunii şi astfel s-a decalat procesul de restaurare.

Restaurarea în Danemarca a fost afectată de avarierea unor dispozitive pentru pornirea de la zero în două centrale electrice. Reţeaua trebuia să fie alimentată din Suedia, ceea ce s-a realizat după aproximativ 70 minute de la separarea reţelei.

Odată ce transformatoarele au fost reconectate la reţeaua de 400 kV, reţelele locale şi regionale au fost repuse în funcţiune una după alta. Câteva restricţii au fost impuse la repunerea în funcţiune a unor generatoare, dar acestea au fost rapid înlăturate pe măsură ce se realiza restaurarea reţelei şi producţia de energie electrică devenea disponibilă în toată zona. Unul dintre cele două grupuri

nucleare care au fost declanşate la Ringhals a fost trecut pe regim de încărcare redusă, astfel încât să acopere necesarul consumurilor interne şi a fost repus în funcţionare normală la puţin timp după restaurarea sistemului.

Până la ora 19:00, aproape toate sursele de energie electrică din Suedia şi Danemarca erau repuse în funcţiune. În total cererea neacoperită din cauza colapsului a fost în jur de 10 GWh în Suedia şi 8 GWh în Danemarca. În timpul procesului de restaurare unele centrale electrice pe cărbune aflate în stare de rezervă au fost solicitate pentru a fi puse în sincronism cât de repede posibil. Lucrările de mentenanţă la două linii electrice de 400 kV au fost suspendate şi s-au dat comenzi pentru repunerea în funcţiune.

Fig.8.6. Restaurarea reţelei după 60 minute

Fig.8.7. Pierderea sarcinii în zona afectată din Suedia 8.2.5. Concluzii Originea acestui blackout major produs în Suedia şi Danemarca a constituit-o faptul că o foarte severă avarie de sistem a avut loc la numai câteva minute după o defecţiune, oarecum obişnuită, dar totuşi importantă, constând în pierderea unui grup generator de 1250 MW. Probabilitatea unei asemenea coincidenţe este extrem de redusă, deoarece legătura dintre defecţiunile produse în două locaţii separate a fost aproape inexistentă. Perturbaţia iniţială poate fi inclusă în categoria contingenţelor N-1 conform standardelor de siguranţă aplicate de obicei în cazul sistemelor electroenergetice. Orice contingenţă de tip N-1 consecutivă ar trebui coordonată fără ca ulterior să apară vreo consecinţă nefastă având în vedere faptul că, dacă este necesar, sunt disponibile 15 minute pentru activarea rezervelor calde. Faptul că dubla defecţiune survenită la barele colectoare (care a dus la deconectarea celor două grupuri nucleare şi la reducerea considerabilă a capacităţii de transport), a avut loc la numai 5 minute după pierderea grupului de 1250 MW, a făcut ca întregul eveniment să poată fi considerat ca fiind cel puţin de nivel N-3 contingenţe. Aceasta este o situaţie care depăşeşte cu mult gradul de siguranţă pentru care Sistemul Electroenergetic Nordic este proiectat şi capabil să-l suporte. Din simulările dinamice făcute în timpul procesului de analiză, s-a demonstrat că sistemul ar fi putut să suporte fără probleme orice combinaţie arbitrară de contingenţe pe un nivel de securitate de N-2. Restaurarea rapidă este extrem de importantă pentru a se minimiza impactul negativ asupra societăţii. Informarea este o cerinţă legitimă a societăţii şi totodată un factor strategic de performanţă pentru o companie responsabilă. 8.2.6. Măsuri ulterioare O serie de măsuri de remediere au fost identificate şi stabilite după cum urmează:

(i) Verificarea standardelor de fiabilitate operaţională şi de proiectare aplicate în cadrul colaborării dintre operatorii de sistem ai Sistemului Electroenergetic Nordic în condiţiile unei creşteri a vulnerabilităţii societăţii moderne la blackout-uri;

(ii) Verificarea metodologiei şi procedurilor de mentenanţă; (iii) Cerinţele tehnice adresate centralelor electrice au devenit mai severe, în particular

pentru asigurarea abilităţii marilor grupuri generatoare de a funcţiona pentru alimentarea consumatorilor casnici şi pentru a putea porni de la zero;

(iv) Îmbunătăţirea transportului de energie electrică către sudul Suediei prin activarea planurilor anterioare de a construi o nouă linie electrică de 400 kV în locul unor linii electrice mai

vechi de 220/135 kV. Apare şi necesitatea creerii unor noi centre de producere a energiei electrice în zonă, precum şi dezvoltarea unui sistem performant de protecţii; (v) Asigurarea unei bune funcţionări a comenzilor de la distanţă şi a sistemelor de telecomunicaţii;

(vi) Înlocuirea echipamentului de comutaţie din cadrul staţiei electrice avariate luând în considerare riscul apariţiei descărcărilor între principalele bare colectoare şi verificarea altor staţii de construcţie similară;

(vii) Inspecţii riguroase ale aparatelor de comutaţie şi înlocuiri programate ale părţilor critice;

(viii) Instruire mai bună a operatorilor de sistem având ca suport simulatorul în timp real; (ix) Asigurarea procedurilor şi capacităţii de a transmite informaţii foarte rapid către public (cu ajutorul presei) şi către autorităţi şi instituţii.