День 28 апреля 2025 года уже вошел в историю как один из самых масштабных блэкаутов за все время существования электроэнергетической отрасли. Авария такого масштаба с самого начала породила целую серию спекуляций как в СМИ, так и в профессиональном сообществе. Не успели Испания и Португалия полностью восстановить электроснабжение на полуострове, как уже начали выдвигаться версии, а всевозможные «эксперты» попытались обвинить того или иного участника отрасли в зависимости от конъюнктуры. Не лучшим образом повели себя и представители властей Испании, пытавшиеся успокоить население страны более чем сомнительными комментариями. Согласно европейскому законодательству (статья 15(5) EU) 2017/1485), аварии, произошедшей 28 апреля, была присвоена наивысшая категория сложности. Это, в свою очередь, привело к созданию экспертной комиссии для расследования аварии. По итогам работы комиссия должна подготовить два отчета: фактический, содержащий описание событий и их последовательность, и окончательный, в котором будет детально проанализирован весь комплекс прямых и косвенных причин блэкаута, а также приведены рекомендации по предотвращению подобных происшествий в будущем. Фактический отчет был опубликован 3 октября 2025 года и позволяет проследить, что и в какой последовательности происходило на Пиренеях 28 апреля.
Владимир Елпидифоров, ведущий специалист FCM Consulting Ltd.
В созданную для выяснения причин блэкаута комиссию вошли 45 экспертов, представляющих как системных операторов (СО) Европы, так и регуляторные органы. Для максимальной объективности расследования возглавить комиссию было поручено представителям СО из Австрии и Венгрии. Представители испанских и португальских СО также приняли участие в расследовании, однако их роль в основном заключалась в предоставлении информации по конкретным вопросам, затронутым в отчете. Это было сделано для того, чтобы отчет получился максимально нейтральным, сфокусированным на анализе происшествия, а не на поиске его виновников. Также для большей объективности отчет в первую очередь основывается на первичных данных, собранных комиссией, хотя учитывает и результаты расследования, проведенного правительством Испании.
Комиссия собирала первичные данные в течении девяти недель. Данные были получены от национальных системных операторов, сетевых организаций и крупных пользователей сети, оказывающих значительное влияние на энергосистему.
Во Франции и Португалии получение первичных данных не вызвало проблем — все запросы комиссии были оперативно удовлетворены. В Испании же с этим возникли проблемы: несмотря на многочисленные запросы, многие компании либо вовсе отказались делиться информацией, либо предоставили данные, не вызывающие доверия. Это, в свою очередь, не позволило определить достоверные причины отключения большей части генерации, из-за которого авария и развилась в полноценный блэкаут.
ЗА ПОЛЧАСА ДО БЛЭКАУТА
Буквально в первые часы после аварии среди профессионального сообщества распространились графики параметров единой Континентальной синхронной системы, записанные приборами контроля качества электроэнергии в различных ее частях от Прибалтики до Австрии. В графиках были приведены данные о колебаниях напряжения, мощности и частоты в сетях 110 кВ и выше, происходивших незадолго до начала аварии. Из-за этой информации возникли подозрения в опасной нестабильности единой системы (так называемая «проблема локальной и межрегиональной стабильности системы»), которая потенциально могла стать триггером блэкаута. Однако экспертная комиссия, проанализировав два таких эпизода, произошедших примерно за полчаса до начала аварии (12:03–12:08 и 12:19–12:22), пришла к заключению, что все эти колебания были успешно погашены соответствующими системными операторами. Погасить колебания удалось в частности за счет уменьшения экспорта из Испании во Францию, включения ЛЭП в параллельную работу, переключения шунтирующих реакторов (ШР) и смены режима работы ЛЭП постоянного тока между Испанией и Францией. То есть на момент начала аварии (12:33) в энергетической системе Испании не наблюдалось каких-то опасных колебаний с амплитудой выше 20 мГц, а основное напряжение сети было ниже 420 кВ. Оценка состояния энергосистемы на предмет ее стабильности непосредственно перед аварией показала, что все происходившие отключения были плановыми и не представляли никакой опасности для надежности электроснабжения по критерию N-1, а генерирующих мощностей было достаточно для питания прогнозируемого потребления в полном объеме.
Стоит также отметить еще один момент, на который указывали эксперты до выхода фактического отчета, — малую инерцию, характерную для систем с высокой долей ВИЭ (это стало, например, одной из причин блэкаута в Великобритании в августе 2019 года). Анализ скорости изменения частоты в системе на всем протяжении аварии установил, что данный показатель не превышал требуемого уровня в 1 Гц/с до момента, когда уже пошла «лавина частоты», показатель которой на 12:33:20 составил 49 Гц. С другой стороны, из-за неполноты данных нельзя с уверенностью утверждать, что ни одно из имевших место отключений электростанций не было произведено защитами, настроенными на скорость изменения частоты (RoCoF, ANSI 81R).
ХРОНОЛОГИЯ СОБЫТИЙ
Авария начала развиваться с того, что на севере и юге Испании произошло отключение на 57 секунд (12:32:00–12:32:57) распределительной генерации общей мощностью 208 МВт (Событие 1) с последующим увеличением нагрузки на систему еще на 317 МВт (Событие 2). Событие 2, скорее всего, связано с массовым отключением малой распределительной фотоэлектрической генерации мощностью менее 1 МВт, не наблюдаемой для системных операторов. Что привело к этому отключению, комиссии выяснить не удалось, в том числе и по причине непредоставления запрашиваемых данных. То есть суммарно в результате двух Событий система менее чем за минуту потеряла около 525 МВт. Это достаточно много, но само по себе не является критичным для такой большой системы (рисунок 1).
Далее в течение 21 секунды (12:32:57.000–12:33:18.020) из испанской системы выпало еще около 2.2 ГВт генерирующих мощностей.
В течение нескольких миллисекунд (с 12:32:57) отключился трансформатор 400/220 кВ на юге Испании в районе Гранады (Событие 3), через который в систему поступала электроэнергия с нескольких ВИЭ-электростанций суммарной мощностью 355 МВт. Этот трансформатор, как и подстанция, на которой он установлен, принадлежит не испанской сетевой компании Red Electrica, а группе генерирующих компаний, присоединенных к нему в радиальной последовательности.
Оператор, в чьем ведении находится трансформатор, не предоставил комиссии осциллограмму с устройств РЗА, однако сообщил, что причиной отключения было перенапряжение на стороне НН 400/220 кВ трансформатора. Защита от перенапряжения была настроена на моментальное срабатывание при достижении напряжения в 242 кВ (1.10 pu). Эта уставка не была утверждена системным оператором, а была выставлена собственником трансформатора самостоятельно. Такая ситуация сама по себе вызывает ряд вопросов, поскольку получается, что данной уставкой собственник трансформатора ограничил требования по устойчивой работе генерации при повышенном напряжении (рабочий диапазон экспорта в сеть, согласно требованиям СО, составляет 205–245 кВ).
Владельцы трансформатора не предоставили комиссии осциллограмму, однако имеется осциллограмма с места присоединения к сети, которая фиксирует отключение трансформатора при напряжении 417.9 кВ (1.045 pu).
Один из владельцев генерации, присоединенной к трансформатору по стороне 220 кВ в 500 метрах от него, предоставил осциллограмму со своего регистратора, которая показала, что параметры напряжения в сети 220 кВ были в пределах нормы 237.5 кB (1.079 pu) (рисунок 2).
В промежутке между 12:33:16.460 и 12:33:16.820 в центре Испании отключились последовательно две ЛЭП 400 кВ (Событие 4). Это привело к потере еще 775 МВт генерирующих мощностей. Причины отключения данных ЛЭП неизвестны. Ни осциллограммы, ни уставки РЗ не были предоставлены по запросу комиссии. Как и в случае с Событием 3, данные ЛЭП являются частью схемы по агрегации различных электростанций (в основном ВИЭ) для последующей выдачи мощности в испанскую магистральную сеть Red Electrica. Известно только то, что сначала сработали два выключателя коллекторной подстанции 521-1 и 520-2, что и привело к прекращению перетока в 582 МВт и поглощению 165 Мвар в точке присоединения сети испанского системного оператора (рисунок 3). Затем произошло отключение еще одной СЭС суммарной мощностью в 145 МВт и –37 Мвар, присоединенной через ЛЭП к тому же узлу.
2.3. Далее в промежутке между 12:33:17 и 12:33:18 (Событие 5) отключился целый ряд ВЭС и СЭС ближе к границе с Португалией суммарной мощностью около 930 МВт (а если судить по провалу частоты, то и больше 1100 МВт). Как удалось выяснить, часть этой генерации отключилась релейной защитой. Однако причины отключения основной массы генерации установить не удалось — как и в предыдущих случаях, далеко не все запрашиваемые стороны предоставили осциллограммы и уставки, по которым были настроены сработавшие устройства РЗА. Тем не менее по косвенным данным можно предположить, что, скорее всего, срабатывание было обусловлено перенапряжением. Однако по-прежнему неясно, имело ли место фактическое превышение порогового значения, или перенапряжение оставалось в пределах допустимого, а срабатывание РЗ было обусловлено неправильными настройками.
Подводя промежуточный итог: менее чем за 90 секунд (12:32:00.000–12:33:18.020) испанская энергосистема потеряла около 2,5 ГВт генерирующих мощностей. В то же время стоит отметить, что в этот период отключений генерации в системах Португалии и Франции не наблюдалось.
После данной потери мощности контроль уровня напряжения был полностью утрачен. За этим последовало каскадное отключение генерирующих мощностей — вместе с потерей синхронизма с континентальной Европой последовательно отключились:
- ЛЭП связи с Марокко защитами от низкой частоты (12:33:20.400);
- ЛЭП переменного тока между Испанией и Францией (12:33:21.500);
- ЛЭП постоянного тока между Францией и Испанией (12:33:23.960).
Итогом этих отключений и стал блэкаут в 12:33:27.
Здесь стоит остановиться на уникальности испанской аварии. Уникальности не в том плане, что вслед за блэкаутом развернулись какие-то неизвестные науке процессы, а в том, что эта авария впервые в таком масштабе показала остроту вопроса контроля напряжения и реактивной мощности (наравне с контролем активной мощности и частоты) в системе с большой долей инверторной генерации и изменившимся профилем потребления реактивной энергии. В данной конкретной аварии именно неспособность системы оперативно управлять потоками реактивной энергии привела к перенапряжениям в сети, что, в свою очередь, послужило причиной масштабного отключения генерирующего оборудования релейными защитами от перенапряжения. И только после массовых отключений по перенапряжению стали возникать проблемы с синхронизмом и падением частоты в системе. Этим же, скорее всего, обусловлена и неспособность систем автоматической частотной разгрузки (АЧР) остановить коллапс системы, так как аварийное отключение части потребителей не могло никак повлиять на дальнейший рост поглощения избыточной реактивной энергии в сети, скорее — наоборот. Следовательно, напряжение в сети продолжало расти, вызывая дальнейшие отключения оборудования.
Из отчета достоверно известно, что, несмотря на повышение напряжения в сети из-за работы генерирующего оборудования на поглощение реактивной энергии, с События 1 (12:32:00) до События 4 (12:33:16) все параметры напряжения находились в пределах нормы.
Не превысило допустимые пределы для сети 400 кВ и напряжение в системе, резко возросшее из-за отключения трансформатора до 375–435 кВ (Событие 3, 12:32:57).
При Событии 4 (отключение двух ЛЭП 400 кВ в 12:33:16.680 и 12:33:16.820) произошла дальнейшая деградация способности системы поглощать реактивную энергию. Была потеряна способность поглощения избыточной энергии на 165 и 38 Мвар соответственно, что привело к росту напряжения в отдельных точках системы уже до 440 кВ.
Событие 5 (12:33:17), которое сопровождалось отключением 930 МВт генерации, привело к дальнейшему увеличению напряжения в системе. После отключения этой генерации контроль уровня напряжения был полностью утрачен, и начался необратимый процесс развала системы (рисунок 4).
Далее в промежуток между 12:33:18 и 12:33:21 напряжение на юге Испании (и последовательно в Португалии) скачкообразно выросло, что привело к каскадному отключению генерации в обеих странах и дальнейшему падению частоты в их энергосистемах. В 12:33:19 португальская и испанская системы начали выпадать из синхронизма с континентальной европейской системой (рисунок 5).
В течение 3 секунд (с 12:33:19) АЧР, разработанная для Испании и Португалии, пыталась справиться с развитием лавины путем отключения части потребителей, но, к сожалению, безуспешно.
В 12:33:20.473 отключилась релейная защита по причине низкой частоты ЛЭП в Марокко. Затем из-за потери синхронизма отключилась еще одна ЛЭП переменного тока между Испанией и Францией, что еще больше повлияло на частоту в испанской системе.
И наконец в 12:33:23.960 отключилась последняя ЛЭППT между Испанией и Францией, на этот раз — из-за постоянного переключения режимов.
После этого произошел полный развал системы с последующим блэкаутом.
Соседняя система Франции оказалась затронута незначительно. Там произошло отключение 7 МВт нагрузки потребителей, и отключился от сети один из многочисленных блоков АЭС.
ПИРЕНЕЙСКАЯ СПЕЦИФИКА
Стоит остановиться на том, как испанский и португальский СО осуществляют контроль напряжения в своих системах. Это происходит путем включения и выключения ЛЭП и шунтирующих реакторов. ЛЭП и реакторы включаются и выключаются вручную по решению диспетчерских центров (ДЦ). При включении ЛЭП увеличивается генерация реактивной энергии с повышением напряжения в сети, и наоборот. При включении шунтирующих реакторов увеличивается поглощение реактивной энергии, и происходит уменьшение напряжения. Отключение реактора имеет обратный эффект.
Все переключения источников реактивной мощности из ДЦ основаны либо на опыте диспетчерского персонала, либо на данных, полученных в ходе предварительной симуляции статических режимов для прогнозирования обновленных перетоков мощности и уровня напряжения.
На рисунке 6 отображены ЛЭП и ШР, задействованные в целях контроля напряжения с 9:00 до 12:32 в день аварии.
Типичные реакторы, используемые системными операторами полуострова, состоят из установок мощностью в 150 Мвар (на напряжение 400 кВ) и 100 Мвар (на напряжение 220 кВ).
Как видно из отчета, в системе было достаточно запаса для регулирования реактивной мощности, и напряжение в системе могло быть понижено включением ШР, но, к сожалению, авария развивалась настолько быстро, что сделать это в ручном режиме было невозможно, а ЛЭППT в одиночку не смогла с этим справиться, хотя ее алгоритм и пытался компенсировать дисбалансы реактивной энергии.
Не стоит забывать и о том, что существуют требования к генераторам и потребителям по регулированию напряжения, которые обеспечиваются как источниками реактивной энергии, так и другими методами контроля — например трансформаторами с РПН для поддержки требуемого напряжения в отдельных узлах сети.
Под данные требования подпадают:
- все электростанции мощностью 30 МВт и выше, присоединенные к сети;
- сами сети;
- потребители мощностью 15 МВт и выше, присоединенные к сети.
Согласно требованиям, при напряжении в точке присоединения выше 410 кВ установка должна обеспечить поглощение реактивной энергии на уровне не менее 15% от общей заявленной максимальной мощности установки. Контроль осуществляется СО через замеры с периодичностью один раз в 5 минут.
Предварительный анализ показал, что крупные традиционные электростанции Испании мощностью более 100 МВт не очень хорошо справились с задачей выдачи/поглощения реактивной энергии (рисунок 7). Значительно лучше справились с аналогичной задачей электростанции Португалии (рисунок 8).
То же самое можно сказать и по поводу ВИЭ. У этой генерации также есть обязательства по участию в регулировании напряжения в сети — станции должны выдерживать коэффициент мощности (cos φ) в пределах 0,98 (как для емкостной, так и для индуктивной составляющих). Все установки мощностью более 5 МВт обязаны корректировать свой cos φ по инструкции СО в зависимости от требований системы. Эти инструкции передаются системным оператором генерирующим установкам по электронной почте и обязательны к исполнению в течение нескольких дней. Для более мелких производителей устанавливается фиксированный коэффициент мощности, который должен пересматриваться ежегодно по рекомендации СО. Однако такой пересмотр ни разу не проводился.
В Португалии подобные инструкции передаются системным оператором в автоматическом режиме (через SCADA) всем установкам мощностью выше 1 МВт.
Несмотря на существование подобных требований, на 28 апреля 2025 года большинство ВИЭ поглощало меньше реактивной энергии, чем могло, что тоже послужило фактором, способствующим повышению напряжения (рисунок 9).
К сожалению, отчет не дает ответа, связано ли столь неэффективное поглощение реактивной мощности генерирующими установками с тем, что системный оператор не выдавал своевременно необходимых инструкций по корректировке, или с их неисполнением объектами электроэнергетики. По заверению испанского СО, все инструкции были выданы вовремя, но в таком случае возникает вопрос о контроле за их исполнением.
ЛЭППТ во Францию (2×1000 МВт) — это линия постоянного тока нового типа с конверторами типа VSC, которые позволяют линии работать, контролируя перетоки активной и реактивной энергии независимо друг от друга, а также работать как STATCOM. ЛЭППТ имеет специальный режим, в котором управление потоками реактивной энергии является приоритетом. Однако нормальным является режим, в котором конверторы приоритизируют контроль активной энергии над реактивной, что и имело место в данном случае. То есть в теории мы говорим о следующих цифрах: 301 Мвар выдачи и 288 Мвар поглощения (без ограничения по активной мощности). При переходе в режим приоритета контроля по реактивной энергии данные показатели могли бы увеличиться до 400 Мвар выдачи и 600 Мвар поглощения на линию.
Согласно отчету, ЛЭП переменного тока отключилась от Франции в 12:33:21 из-за потери синхронизации, а ЛЭППТ отключилась позже — в 12:33:24. Линия поглощала 2×440 МВар реактивной мощности на французской стороне и выдавала 7,7 Мвар на испанскую сторону, что никак не способствовало решению проблемы переизбытка реактивной мощности в испанской системе.
Исходя из всего вышесказанного, можно обозначить две основные причины лавины напряжения в системе:
- неспособность СО оперативно реагировать на изменение потоков реактивной мощности;
- неисполнение в полном объеме пользователями системы своих обязательств по компенсации реактивной энергии.
ХРОНОЛОГИЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ
Для восстановления электроснабжения полуострова был задействован заранее разработанный план по подъему системы с нуля, в процессе участвовали как испанские и португальские станции, так и соседние системы Марокко и Франции.
Во время восстановления далеко не все острова системы Испании удалось успешно собрать с первого раза, многие приходилось пересобирать неоднократно. К 15:30 на территории страны было собрано 8 островов, в 12:43 началось присоединение первых из них к единой Континентальной системе. Не с первой попытки получилось и подключиться к системе Марокко — первое подключение состоялось в 13:04, но, к сожалению, ЛЭП впоследствии отключилась, и вновь подключить ее удалось только в 14:27.
В 18:36 система Португалии была синхронизирована с испанской. В 19:32 южная зона, синхронизированная с Марокко, была успешно соединена с северной зоной, синхронизированной с Францией.
Работы по восстановлению испанской системы завершились в 00:22, и только к 04:00 удалось восстановить систему Португалии.
РЕЗЮМЕ
В завершение необходимо еще раз сделать акцент на том, что рассматриваемый в статье отчет не является окончательным — в нем лишь собрана первичная информация и восстановлен весь ход событий. Также в отчете изучены возможные факторы, которые потенциально могли повлиять на начало и развитие аварии. В ходе изучения некоторые из них были признаны не повлиявшими на возникновение блэкаута. Отчет сам по себе не содержит каких-либо выводов, но некоторые заключения и предположения можно сделать, исходя из содержащейся в нем фактической информации.
Так, например, можно заключить, что блэкаут был вызван в первую очередь невозможностью контроля потоков реактивной энергии в сети, что привело к лавине напряжения. Лавина напряжения и последующее отключение генерации, в свою очередь, стали причиной классической лавины частоты, потери синхронизма с остальной Континентальной системой и, как следствие, блэкаута. Более того, отчет показал, что лавина напряжения оказалась критичной для испанской системы. Причем, критичной настолько, что лавина частоты выглядит просто неизбежным ее следствием.
Неприятно удивила испанская электроэнергетика и тем, насколько неохотно многие пользователи энергосистемы шли на сотрудничество с комиссией, не предоставляя запрашиваемые данные или предоставляя ложные. При этом из агрегированных данных видно массовое неисполнение пользователями системы минимальных требований по контролю реактивной энергии. Скорее всего, это обусловлено попустительством испанских регуляторов и системного оператора. Также создается впечатление, что в Испании отсутствует выстроенная на необходимом уровне координация между магистральными сетями, СО, сетями сторонних компаний (в основном предназначенными для агрегирования небольших электростанций) и генерацией в части настройки РЗА. Это ожидаемо привело к срабатыванию релейной защиты и отключению мощностей в ситуации, когда параметры сети не превышали допустимых пределов.
В свете этого необходимо отметить гораздо больший профессионализм португальских энергетиков, как в плане готовности к сотрудничеству с комиссией, так и в плане соответствия параметров генерации требованиям регуляторов и системного оператора. 
ИСТОЧНИКИ:
- Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025 ICS Investigation. Factual Report URL: https://www.entsoe.eu/publications/blackout/28-april-2025-iberian-blackout/
