Blackout w Hiszpani analiza Kanał Elektryczny

Energetyka odnawialna Energia Elektryczna

Blackout w Hiszpani 2025 – analiza techniczna

2026-03-30 Bartlomiej Jaworski 256 Views 0 Comments

28 kwietnia 2025 r. systemy elektroenergetyczne Hiszpanii i Portugalii doświadczyły najpoważniejszego i bezprecedensowego blackoutu w Europie w ciągu ostatnich 20 lat. Zdarzenie, które rozpoczęło się o 12:32:00 CEST, doprowadziło do całkowitej utraty zasilania i napięcia na całym Półwyspie Iberyjskim, powodując jednocześnie ograniczone zakłócenia na niewielkim obszarze południowo-zachodniej Francji.

Skala zdarzenia miała bardzo duży wpływ na społeczeństwo w Hiszpanii i Portugalii.
Całkowite załamanie systemu wymagało długotrwałej odbudowy zasilania:

Portugalia – ok. 12 godzin
Hiszpania – ok. 16 godzin

Zdarzenie było na tyle poważne, że uruchomiono obowiązkowe dochodzenie prowadzone przez panel 49 ekspertów z całej Europy. Śledztwo wykazało, że system spełniał kryterium N-1, lecz wieloczynnikowa kaskada nadnapięciowa przekroczyła możliwości standardowych analiz bezpieczeństwa

Analiza zgromadzonego materiału dowodowego, w tym raportu końcowego panelu ekspertów ICS oraz licznych analiz technicznych, pozwala na sformułowanie jednoznacznego wniosku: bezpośrednią i pierwotną przyczyną awarii były cechy konstrukcyjne, parametry sterowania oraz ramy regulacyjne dotyczące źródeł falownikowych (Inverter-Based Resources – IBR)

Tradycyjne paradygmaty bezpieczeństwa systemowego, oparte na kryterium N-1 oraz na dominacji generatorów synchronicznych o dużej inercji, okazały się niewystarczające w obliczu nowej dynamiki narzuconej przez falowniki.

Na jakich zasadach bezpieczeństwa opiera się system elektroenergetyczny?

Utrzymanie stabilności systemu elektroenergetycznego to złożony proces, który opiera się na zarządzaniu kilkoma kluczowymi wymiarami fizycznymi systemu: częstotliwością, napięciem oraz kątem wirnika, a także nowo zdefiniowanymi kategoriami, takimi jak stabilność przekształtnikowa (converter-driven stability).

Oto podstawowe zasady i mechanizmy utrzymania tej stabilności:

Stabilność częstotliwościowa

Zależy od utrzymania ciągłej równowagi między generacją energii a jej zużyciem.

Inercja: Tradycyjne generatory synchroniczne dostarczają inercję (energię kinetyczną wirujących mas), która działa jak bufor, spowalniając zmiany częstotliwości, w przypadku nagłego deficytu mocy. Źródła oparte na inwerterach (PV, wiatr) zazwyczaj nie dostarczają naturalnej inercji.
Plany obrony systemu: W sytuacjach krytycznych aktywowane są automatyczne mechanizmy, takie jak LFDD (Low Frequency Demand Disconnection), czyli odłączanie odbiorców, oraz odłączanie pomp w elektrowniach szczytowo-pompowych, aby zatrzymać spadek częstotliwości i zapobiec zapadowi systemu.

Stabilność napięciowa

Stabilność napięciowa polega na utrzymaniu poziomów napięcia w węzłach sieci w dopuszczalnych granicach poprzez równoważenie generacji i absorpcji mocy biernej.

Zasoby mocy biernej: Do regulacji napięcia wykorzystuje się generatory, dławiki (shunt reactors), kondensatory, urządzenia STATCOM oraz układy HVDC.
Tryby sterowania generatorów: Dla stabilności kluczowe jest, aby generatory pracowały w trybie regulacji napięcia (reagując na zmiany w sieci), a nie w trybie stałego współczynnika mocy (fixed power factor), który uniemożliwia dynamiczne wsparcie napięcia.
Marginesy bezpieczeństwa: Niezbędne jest utrzymanie odpowiedniego marginesu między maksymalnym napięciem roboczym sieci a progami, przy których urządzenia zabezpieczające odłączają generatory, aby uniknąć kaskadowych wyłączeń.

Stabilność kątowa i tłumienie oscylacji

Jest to zdolność maszyn synchronicznych systemu do pozostania w synchronizmie po wystąpieniu zakłócenia.

Stabilizatory Systemowe (PSS): Są instalowane na generatorach w celu tłumienia oscylacji elektromechanicznych.
Tłumienie oscylacji mocy (POD): Nowoczesne urządzenia, takie jak HVDC czy STATCOM, posiadają układy POD, które aktywnie tłumią wahania mocy czynnej i biernej, stabilizując system.

Bezpieczeństwo operacyjne i planowanie

Stabilność zależy również od odpowiedniego przygotowania systemu w fazie planowania:

Kryterium N-1: Zasada projektowania i eksploatacji sieci tak, aby awaria dowolnego pojedynczego elementu (np. linii lub transformatora) nie prowadziła do naruszenia limitów bezpieczeństwa lub kaskadowych wyłączeń.
Widoczność systemu (Observability): Operatorzy muszą mieć wgląd w czasie rzeczywistym w stan sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, w tym w zachowanie małych, rozproszonych źródeł energii (DER), które mogą znacząco wpływać na stabilność całego systemu.
Niezawodna komunikacja: W sytuacjach awaryjnych i podczas odbudowy systemu niezbędna jest redundantna i niezależna od sieci publicznych łączność głosowa oraz systemy zdalnego sterowania.

W nowoczesnych systemach z wysokim udziałem źródeł odnawialnych, stabilność staje się wyzwaniem wieloczynnikowym, gdzie szybkie zjawiska napięciowe mogą rozwijać się w czasie krótszym niż minuta, uniemożliwiając manualną reakcję operatora.

Sytuacja tuż przed blackoutem

Warunki przed blackoutem były wynikiem połączenia typowych czynników sezonowych oraz narastających obciążeń technicznych, które stopniowo zmniejszały margines bezpieczeństwa systemu przed godziną 12:32.

Warunki środowiskowe i produkcja energii
- Typowy wiosenny dzień, umiarkowana temperatura, dużo słońca.
- Wysoka generacja PV oraz normalna, zmienna produkcja wiatrowa.
- Wysoka produkcja OZE doprowadziła do bardzo niskich cen energii.
Przepływy mocy i eksport
- Hiszpania eksportowała ok. 5 GW do Francji / ceny lokalne ~0 EUR
- Występowały duże przepływy z południowego zachodu kraju do centrum i północy.
Planowanie pracy systemu
- W analizach operacyjnych system był uznany za bezpieczny (N-1).
- Trwały planowe wyłączenia elementów sieci, w tym:
  - linia 400 kV Brovales–Alqueva
  - linia 220 kV Biescas–Pragnères
- Sieć 400 kV w Hiszpanii mogła pracować do 435 kV.
Zjawiska oscylacyjne przed blackoutem
- 12:03–12:08 — oscylacja 0,63 Hz
- 12:19–12:22 — oscylacja 0,2 Hz

Działania operatorów w celu ich tłumienia zwiększyły napięcie w systemie. Do 12:32 napięcia były formalnie w normie, ale system był już silnie osłabiony.

Rodzaj źródła	Moc generowana (GW)	Udział w całej produkcji %
Fotowoltaika	20,1	53,6
Energetyka wiatrowa	4,7	12,5
Elektrownie jądrowe	3,4	9,1
Gaz, węgiel, biomasa	2,8	7,5
Hydroenergetyka	4,5	12,0
Elektrownie szczytowo-pompowe	-5,0 (pobór)	–
Suma	37,5	100

Tabela 1: Struktura wytwarzania w Hiszpanii bezpośrednio przed blackoutem

Dlaczego w Hiszpani maksymalne dozwolone napięcie to aż 435kV?

Hiszpańska sieć 400 kV była eksploatowana w szerszym zakresie napięć (do 435 kV) niż standardowy europejski limit 420 kV, głównie ze względu na specyficzne cechy techniczne i geograficzne systemu elektroenergetycznego Hiszpanii.

Główne przyczyny szerszego zakresu napięcia to:

Długie ciągi przesyłowe i topologia sieci – System hiszpański obejmuje bardzo długie linie przesyłowe oraz duże odległości między głównymi obszarami wytwarzania energii a centrami zużycia.
Pojemnościowy charakter linii przy małym obciążeniu – W okresach niskiego zapotrzebowania długie linie 400 kV wykazują charakter pojemnościowy, co naturalnie powoduje wzrost napięcia w systemie.
Duża zmienność rozpływów mocy – W Hiszpanii występuje duża zmienność przepływów mocy i obciążenia linii. Wyższy dopuszczalny poziom napięcia miał zapewnić większą elastyczność operacyjną w sytuacjach, gdy napięcie mogłoby przekroczyć 420 kV.

Wyjątek w przepisach europejskich

Odstępstwo od ogólnego europejskiego zakresu (380–420 kV) było dopuszczone na podstawie art. 27 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2017/1485 (SO GL), który pozwalał operatorowi systemu przesyłowego w Hiszpanii pracować przy napięciu 435 kV bez konieczności wystąpienia sytuacji awaryjnej. Choć szeroki zakres napięcia miał pomagać w zarządzaniu specyficznymi ryzykami sieci, okazał się istotnym czynnikiem prowadzącym do awarii, ponieważ zmniejszył margines bezpieczeństwa.

Oscylacja wymuszona 0,63 Hz jako pierwotna przyczyna blackoutu

Najbardziej namacalnym i niepodważalnym dowodem na winę źródeł falownikowych jest wystąpienie oscylacji o częstotliwości 0,63 Hz w okresie od 12:03 do 12:08 CEST.

Raport końcowy panelu ekspertów ICS zawiera w tym zakresie kategoryczne stwierdzenie: „Analiza wskazuje, że oscylacja ta miała charakter lokalny, sklasyfikowany jako zjawisko niestabilności wymuszonej przez przekształtnik (converter-driven instability), dotykający głównie systemy Hiszpanii i Portugalii”.

W przeciwieństwie do naturalnych oscylacji elektromechanicznych, które wynikają z kołysania się mas wirujących generatorów synchronicznych i mają zazwyczaj inne częstotliwości (np. tryb międzyobszarowy 0,2 Hz), oscylacja 0,63 Hz wystąpiła przez algorytmy sterowania falowników. Analiza modalna z wykorzystaniem jednostek PMU wykazała, że najwyższa amplituda tego zjawiska występowała w węzłach Puebla de Guzman i Almaraz. W bezpośrednim sąsiedztwie tych węzłów przyłączone są wielkoskalowe farmy fotowoltaiczne i wiatrowe.

Techniczny mechanizm tego zjawiska opiera się na interakcji pętli synchronizacji falowników (Phase-Locked Loop – PLL) z wysoką impedancją sieci. PLL to układ sterowania, którego zadaniem jest automatyczna regulacja sygnału wyjściowego tak, aby był on zsynchronizowany pod względem fazy i częstotliwości z sygnałem wejściowym (w tym przypadku z napięciem w sieci elektroenergetycznej). W kontekście stabilności systemów, o których mowa w źródłach, PLL pełni rolę „zmysłu wzroku” dla źródeł opartych na inwerterach (IBRs), takich jak elektrownie fotowoltaiczne i farmy wiatrowe.

W warunkach niskiej mocy zwarciowej, falownik próbując utrzymać zadany prąd wprowadzany do sieci, wchodzi w interakcję z napięciem węzłowym, które samo zależy od tego prądu. Jeśli nastawy regulatorów falownika nie są dostosowane do tak „słabej” sieci (o wysokiej reaktancji), powstaje dodatnie sprzężenie zwrotne prowadzące do narastających oscylacji mocy czynnej i biernej. W tym konkretnym przypadku oscylacje osiągnęły amplitudę 200 MW mocy czynnej i 180 Mvar mocy biernej na pojedynczych jednostkach, co zdestabilizowało profil napięciowy całego południa Hiszpanii.

Kolejnym dowodem jest obecność wyższych harmonicznych częstotliwości oscylacji (1,26 Hz i 1,89 Hz), co jest cechą charakterystyczną dla niestabilności nieliniowych układów sterowania falowników, a nie zjawisk mechanicznych w turbogeneratorach.

Katastrofalny wpływ sztywnego współczynnika mocy (RD 413/2014)

Kolejnym wiodącym czynnikiem prowadzącym do blackoutu było prawo – dekret królewski Royal Decree 413/2014. Zgodnie z jego zapisami, instalacje OZE (RCW – Renewable, Cogeneration and Waste) operowały w trybie stałego współczynnika mocy (fixed power factor), zazwyczaj na poziomie cos f = 0,985 (indukcyjny).

W momencie, gdy po godzinie 12:32:00 zaczęły następować pierwsze ograniczenia produkcji mocy czynnej ze źródeł IBR (wynikające z harmonogramów rynkowych lub lokalnych wyzwoleń), falowniki te – zgodnie z zaprogramowanym algorytmem stałego cos f – zaczęły proporcjonalnie zmniejszać pobór (absorpcję) mocy biernej z sieci. W systemie przesyłowym, który już znajdował się w stanie wysokiego napięcia, nagła utrata absorpcji mocy biernej przez tysiące falowników zadziałała jak dolanie oliwy do ognia.

Zamiast dynamicznie zwiększać absorpcję Q, aby zdusić rosnące napięcie, źródła falownikowe „wycofywały się” z regulacji w najbardziej krytycznym momencie. Raport końcowy wskazuje, że ok. 20% jednostek RCW nawet nie utrzymało tego zadeklarowanego stałego współczynnika mocy, absorbując jeszcze mniej mocy biernej niż powinny, co dodatkowo zdestabilizowało system. To fundamentalna wada technologiczna IBR w ówczesnej konfiguracji regulacyjnej, która uczyniła z nich głównego winowajcę kaskady nadnapięciowej.

Blackout w Iberii - krok po kroku

Faza I: Niewidzialna utrata generacji rozproszonej

Między 12:32:00 a 12:32:57 system stracił 208 MW zidentyfikowanych jednostek wiatrowych i słonecznych oraz odnotował wzrost obciążenia netto o 317 MW w sieciach dystrybucyjnych. Analiza przepływów TSO-DSO jednoznacznie wiąże ten „pozorny” wzrost obciążenia z masowym odłączaniem się małych inwerterów fotowoltaicznych (< 1 MW) przyłączonych do sieci niskiego napięcia. Wykazały to dane od dwóch producentów inwerterów, które potwierdziły korelację między wzrostem napięcia w sieci 400 kV a odsetkiem wyłączeń ich urządzeń z powodu przekroczenia lokalnych progów nadnapięciowych. To nagłe „zniknięcie” generacji falownikowej w skali kraju spowodowało pierwszy impuls spadku częstotliwości i zainicjowało niekontrolowany wzrost napięcia w nieobciążonych liniach przesyłowych

Faza II: Tripping falowników i błędy w obserwacji

O godzinie 12:32:57 nastąpiło kluczowe zdarzenie w stacji Granada. Wyłączenie transformatora 400/220 kV spowodowało utratę 355 MW generacji IBR i 165 MVAr absorpcji mocy biernej. Raport ujawnia tu szokujący fakt: podczas gdy napięcie po stronie przesyłowej (400 kV) wynosiło bezpieczne 417,9 kV, po stronie farm (220 kV) przekroczyło ono 242,9 kV, wyzwalając natychmiastowy trip. Przyczyną był brak koordynacji między szybką zmianą punktu pracy falowników a powolnym działaniem przełączników zaczepów transformatorów. Falowniki zmieniły produkcję mocy czynnej tak szybko, że transformatory nie zdążyły skompensować wzrostu napięcia na szynach zbiorczych farmy. To zdarzenie udowadnia, że źródła falownikowe są zdolne do generowania lokalnych stanów przejściowych o dynamice wykraczającej poza możliwości tradycyjnej aparatury sieciowej.

Faza III: Totalna kaskada nadnapięciowa

Po incydencie w Grenadzie, napięcie w południowej Hiszpanii gwałtownie wzrosło powyżej 440 kV. W ciągu kolejnych dwóch sekund (12:33:16–12:33:18) doszło do utraty ponad 1 650 MW mocy z farm PV i wiatrowych w regionach Badajoz, Sewilli i Huelvy. Wiele z tych jednostek wyłączyło się mimo faktu, że napięcie w punkcie przyłączenia (PCC) do sieci przesyłowej wciąż mieściło się w dopuszczalnych granicach operacyjnych (poniżej 435 kV) .

Łączna utrata generacji falownikowej w tej fazie przekroczyła 2,5 GW, co doprowadziło do załamania bilansu mocy biernej w całym systemie iberyjskim. Brak inercji (dominacja IBR) spowodował, że spadek częstotliwości był niezwykle gwałtowny, co z kolei doprowadziło do utraty synchronizmu z resztą Europy o godzinie 12:33:19

Rola niskiej mocy zwarciowej i reaktancji w destabilizacji IBR i doprowadzenia do blackoutu

Z punktu widzenia fizyki systemu, blackout był wynikiem pracy falowników w sieci o zbyt wysokiej reaktancji (X). W dniu awarii wiele linii 400 kV było wyłączonych z powodu konserwacji, a dławiki sieciowe były odłączane w porannych próbach opanowania oscylacji (co paradoksalnie jeszcze bardziej osłabiło sieć).

Kiedy system oparty na IBR pracuje w warunkach niskiej mocy zwarciowej (SSC), pętle sterowania falowników stają się niestabilne. Zjawisko to, nazywane w literaturze fachowej niestabilnością pętli PLL, prowadzi do błędnego odczytu kąta fazowego napięcia przez falownik. W efekcie falownik zamiast synchronizować się z siecią, zaczyna „ścigać” własne zaburzenia, co prowadzi do gwałtownych oscylacji mocy czynnej i biernej. Raport końcowy potwierdza, że wysoki kąt między grupami generatorów w Hiszpanii a resztą Europy (ok. 80°) uczynił system ekstremalnie podatnym na te właśnie zjawiska falownikowe.

Analiza przepływów TSO-DSO. Fotowoltaika prosumencka a blackout

Unikalnym wkładem raportu ICS jest analiza wpływu milionów małych instalacji fotowoltaicznych (< 1 MW) przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. Choć pojedynczo nieistotne, jako zbiorowość stały się one decydującym czynnikiem blackoutu. Eksperci wykazali, że masowe wyłączenia falowników fotowoltaicznych z powodu nadnapięć w sieciach niskiego napięcia spowodowały gwałtowny skok zapotrzebowania na moc z sieci przesyłowej. Tabela nr2 ilustruje korelację regionalną wyłączeń inwerterów z wahaniami przepływów T/D (Transmission/Distribution).

Lokacja	Zmiana przepływu TSO-DSO [MW]	Udział wyłączonych inwerterów (%)	Max. napięcie 400 kV (kV)
Andaluzja	+850	>20%	451
Kastylia-La Mancha	+420	~12%	438
Estremadura	+380	~15%	442
Inne	+885	<5%	<435
Total	ok. 2500	–	–

Tabela 2 Przepływy TSO-DSO (przesył-dystrybucja)

Dane te stanowią ostateczny dowód na to, że technologia falownikowa w skali rozproszonej zachowuje się w sposób stadny i nieprzewidywalny dla operatora systemu przesyłowego. Brak widzialności (observability) tych źródeł sprawił, że operator widział jedynie narastające obciążenie, nie zdając sobie sprawy, że jest to wynik awarii milionów falowników ukrytych w sieciach dystrybucyjnych

Dlaczego zrzut obciążenia (LFDD) nie zapobiegł blackoutowi?

Automatyczne odłączanie obciążenia, formalnie znane jako schemat LFDD (Low-Frequency Demand Disconnection – odłączanie odbiorów przy niskiej częstotliwości), nie było w stanie zapobiec załamaniu sieci, ponieważ zdarzenie nie polegało na prostym braku równowagi między generacją a zapotrzebowaniem. Dominującym problemem było rozległe nadnapięcie w systemie, którego schemat LFDD nie został zaprojektowany do kompensowania.

Mimo że schemat LFDD zadziałał prawidłowo i zgodnie z założeniami zarówno w Hiszpanii, jak i w Portugalii, następujące czynniki spowodowały jego nieskuteczność w powstrzymaniu całkowitego załamania systemu:

1. Przeciwny do zamierzonego wpływ na napięcie

Głównym celem odłączania obciążenia jest przywrócenie częstotliwości poprzez zmniejszenie zapotrzebowania. W tym przypadku odłączanie odbiorów pogłębiło jednak problem nadnapięcia.

• Mniejsze obciążenie linii: Redukcja obciążenia zmniejszyła prąd płynący w liniach przesyłowych, co zwiększyło ich charakter pojemnościowy i spowodowało dalszy wzrost napięcia w pobliskich węzłach.
• Utrata zdolności pochłaniania mocy biernej: Odłączenie odbiorców, a szczególnie elektrowni szczytowo-pompowych, które w tym czasie pochłaniały moc bierną, usunęło ważny mechanizm ograniczający napięcie, co dodatkowo nasiliło nadnapięcie.

2. Tempo utraty generacji większe niż tempo odłączania obciążenia

Podczas gdy plan obrony systemu stopniowo redukował zapotrzebowanie, częstotliwość nadal spadała, ponieważ generatory były jednocześnie odłączane z powodu nadnapięcia. Skala kaskadowej utraty generacji była znacznie większa niż redukcja zapotrzebowania osiągnięta przez odłączanie odbiorów, co uniemożliwiło stabilizację częstotliwości.

3. Osiągnięcie „punktu bez powrotu”

Sekwencja zdarzeń doprowadziła do szybkiego zmniejszenia momentu synchronizującego w systemie Półwyspu Iberyjskiego. Symulacje panelu ekspertów wykazały, że nawet „idealnie wykonany” scenariusz odłączania obciążenia (spełniający wszystkie założenia teoretyczne) nie zapobiegłby blackoutowi, ponieważ system osiągnął już punkt, w którym utracił synchronizm z resztą systemu Europy kontynentalnej.

4. Niedopasowanie do konstrukcji systemu zabezpieczeń

System LFDD jest zaprojektowany specjalnie do ochrony przed spadkiem częstotliwości zgodnie z obowiązującymi wymaganiami. Nie był przeznaczony do stabilizacji systemu znajdującego się w stanie rozległego nadnapięcia. Symulacje potwierdziły, że chociaż odłączanie obciążenia nie zatrzymało załamania, to opóźniło jego wystąpienie — bez uruchomienia LFDD częstotliwość spadłaby jeszcze szybciej.

Ostatecznie systemy elektroenergetyczne Hiszpanii i Portugalii znalazły się w punkcie pracy, w którym charakter i skala kaskadowych odłączeń spowodowanych nadnapięciem przekroczyły możliwości przewidziane w istniejących planach obrony opartych na zabezpieczeniach podczęstotliwościowych.

Proces powrotu zasilania po blackoucie

Wpływ technologii falownikowej na awarię nie zakończył się w momencie utraty napięcia. Proces odbudowy systemu (restoration) również został drastycznie utrudniony przez obecność nieskoordynowanych źródeł IBR. Hiszpański operator CECRE był zmuszony wydać bezprecedensowy nakaz zerowej produkcji dla wszystkich instalacji OZE powyżej 5 MW przez pierwsze 12 godzin odbudowy, aby zapobiec niekontrolowanym wprowadzaniu mocy do budowanych „wysp” zasilania.

Szczególnie dramatyczny przebieg miały próby odbudowy „oddolnej” (bottom-up). Na przykład w wyspie Estremadura 1, próba synchronizacji elektrowni wodnej z obciążeniem lokalnym zakończyła się niepowodzeniem, ponieważ niekontrolowane przyłączanie się mikro-instalacji PV w sieci dystrybucyjnej powodowało nagłe spadki obciążenia widzianego przez generator. Doprowadziło to do zadziałania zabezpieczeń w elektrowni wodnej i upadku całej wyspy. Sytuacje te (Extremadura, Galicia, East Asturias) dowodzą, że źródła falownikowe bez możliwości sterowania przez operatora stanowią bezpośrednie zagrożenie dla bezpieczeństwa systemu nawet w fazie jego przywracania do pracy.

Wideo: Proces powrotu zasilania w Hiszpani źródło: https://enersite.app/blackout/

Przywracanie pracy systemu rozpoczęto od kilku elektrowni wodnych oraz od wykorzystania połączeń międzysystemowych z Francją i Marokiem. Gdy elektrownie wodne zaczęły działać, posłużyły do uruchamiania kolejnych jednostek – w tym gazowych i jądrowych. Choć animacja jest uproszczona, pokazuje kilka kluczowych kwestii:

Bez połączeń z Francją i Marokiem ponowne uruchomienie systemu byłoby znacznie trudniejsze.
Nie wszystkie procedury black-start kończą się sukcesem, dlatego potrzebna jest duża redundancja. Kilka elektrowni wodnych uruchomiono w trybie black-start, aby stworzyć wyspy energetyczne, ale w animacji widać, że część z nich znika. Dodatkowo były jeszcze trzy próby, których nie pokazano na mapie, ponieważ wyspy nigdy się nie rozwinęły.
Energia wodna odegrała kluczową rolę w procesie odbudowy systemu. Kraje bez elektrowni wodnych muszą mieć dobrą alternatywę.

W odniesieniu do dwóch ostatnich punktów panel ekspertów ENTSO-E zaleca dodanie magazynów energii opartych na bateriach do testów black-start. Zapewniłoby to dodatkową warstwę bezpieczeństwa na wypadek nieudanych prób restartu lub ograniczonej dostępności elektrowni wodnych.

Wnioski

Oscylacja pochodząca od inwerterów jako początek blackoutu: Pierwszym zaburzeniem stabilności była oscylacja 0,63 Hz, jednoznacznie zidentyfikowana jako „wymuszona przez przekształtniki”. Jest to bezpośredni dowód na to, że inżynieria sterowania falowników przyłączonych w Hiszpanii była niekompatybilna z dynamicznymi potrzebami sieci o niskiej mocy zwarciowej.
Pasywność napięciowa: Praca wielu źródeł inwerterowych IBR w trybie stałego współczynnika mocy cos fi (zgodnie z RD 413/2014) uczyniła system bezbronnym wobec wzrostu napięcia. Źródła te nie tylko nie absorbowały nadmiaru mocy biernej, ale poprzez szybkie spadki mocy czynnej generowały dodatkowe impulsy nadnapięciowe.
Kaskada wyłączeń poniżej progów bezpieczeństwa: Masowe odłączenie się generatorów PV i wiatrowych (ponad 2,5 GW w kilka sekund) nastąpiło w wyniku nadwrażliwych i nieskoordynowanych zabezpieczeń wewnątrz falowników. Urządzenia te „porzuciły” system w momencie najwyższego zagrożenia, zamiast wspomóc go w stabilizacji parametrów.
Destabilizacja mikroinstalacji: Niekontrolowane wyłączenia milionów małych inwerterów PV (mocy < 1 MW) spowodowały nagły skok zapotrzebowania netto, co było „gwoździem do trumny” dla bilansu mocy czynnej i doprowadziło do gwałtownego spadku częstotliwości.
Utrata inercji i systemowej „sztywności”: Ekstremalnie wysoki udział IBR w miksie wytwórczym (82%) drastycznie obniżył odporność systemu na zaburzenia, czyniąc go podatnym na zjawiska, które w systemie synchronicznym zostałyby wygaszone w zarodku.

Analiza raportu ICS kończy się sformułowaniem radykalnych rekomendacji, takich jak konieczność wprowadzenia falowników formujących sieć (grid-forming converters) oraz dynamicznej regulacji napięcia dla wszystkich źródeł OZE. Raport podkreśla również znaczenie połączeń między krajami oraz pomocy, jaką te połączenia umożliwiają w sytuacjach awaryjnych, jak też w sytuacji odbudowy. Wreszcie autorzy wskazują magazyny energii BESS jako pożądany kierunek rozwoju – zarówno do przechwytywania nadprodukcji z OZE, jak też jako element stabilizujący system. Zdarzenie z 28 kwietnia 2025 roku pozostanie w literaturze fachowej jako klasyczny przykład „blackoutu falownikowego”.