În ziua de 8 ianuarie, mai multe județe din Ardeal și din nord-vestul țării, precum Sibiu, Cluj, Bistriția Năsăud, Muramureș, Satu Mare, au rămas fără curent. Inițial s-a crezut că este vorba de o defecțiune uriașă în rețeaua de înaltă tensiune a Transelectrica. Însă, după ce defecțiunea s-a remediat au apărut tot mai multe informații că problema nu a fost de la noi din țară. Azi, la 18 zile de la incident, Asociația Operatorilor de Transport și Sistem din Europa –ENTSO-E a anunțat  că evenimentul inițial a fost declanșat în stația Ernestinovo din Croația.

Un ”tsunami” ar putea lovi România. Un medic a spus cum ar putea evolua pandemia

Putem citi mai jos toate explicațiile ENTSO-E:

La 8 ianuarie 2021 la 14:05 CET, zona sincronă a Europei Continentale a fost separată în două părți din cauza întreruperilor mai multor elemente ale rețelei de transport într-un timp foarte scurt. ENTSO-E a publicat primele informații despre eveniment deja la 8 ianuarie 2021, urmate de o actualizare la 15 ianuarie 2021. De atunci, ENTSO-E a analizat o mare parte din datele relevante care vizează reconstituirea evenimentului în detaliu.

Se impun noi restricții? Lucian Bode a spus ce se va întâmpla

Această a doua actualizare prezintă concluziile cheie ale analizelor detaliate, care au un caracter preliminar, sub rezerva unor noi fapte, care vor apărea în Ancheta ce se află încă în desfășurare.

Secvența de evenimente analizată concluzionează că evenimentul inițial a fost declanșarea unui cuplaj de bare de 400 kV în stația Ernestinovo (Croația) prin protecție la supracurent la 14: 04: 25.9. Acest lucru a dus la o decuplare a celor două bare în stația Ernestinovo, care, la rândul său, a separat fluxurile de energie electrică din nord-vest și sud-est în această stație. Așa cum se arată în Figura 1 de mai jos, liniile spre nord-vest limitate care au rămas conectate la o bară de legătură leagă Ernestinovo de Zerjavinec (Croația) și Pecs (Ungaria), în timp ce liniile de sud-est care au rămas conectate la o altă bară leagă Ernestinovo de Ugljevik Bosnia-Herțegovina) și Sremska Mitrovica (Serbia).

Fig 1

Separarea din stația Ernestinovo duce la deplasarea fluxurilor de energie electrică către liniile învecinate care au fost ulterior supraîncărcate. La ora 14: 04: 48,9, linia Subotica – Novi Sad (Serbia) s-a declanșat din cauza protecției la supracurent. Aceasta a fost urmată de declanșarea ulterioară a liniilor datorită protecției la distanță, așa cum se arată în Figura 2 de mai jos, ducând în cele din urmă la separarea sistemului în două părți la 14: 05: 08.6.

Fig 2

Traseul pe care au fost separate cele două părți ale zonei sincrone din Europa continentală este prezentat în Figura 3 de mai jos:

Fig 3

Separarea sistemului a dus la un deficit de putere (aprox. -6,3 GW) în zona de nord-vest și un surplus de putere (aprox. +6,3 GW) în zona de sud-est, rezultând la rândul său o scădere a frecvenței Zona Nord-Vest și o creștere a frecvenței în Zona Sud-Est.

La aproximativ 14:05 CET, frecvența în zona de nord-vest a scăzut inițial la o valoare de 49,74 Hz într-o perioadă de aproximativ 15 secunde înainte de a atinge rapid o valoare de stare stabilă de aproximativ 49,84 Hz. În același timp, frecvența în zona de sud-est a crescut inițial până la 50,6 Hz înainte de a se stabili la o frecvență de echilibru între 50,2 Hz și 50,3 Hz, așa cum este ilustrat în Figura 4 de mai jos:

Fig 4

Datorită frecvenței scăzute în zona de nord-vest, serviciile contractabile întreruptibile în Franța și Italia (în total în jur de 1,7 GW) au fost deconectate pentru a reduce abaterea de frecvență. Aceste servicii sunt furnizate de clienți mari care sunt contractați de operatorii de sistem de transport (OTS) respectivi pentru a fi deconectați dacă frecvența scade sub un anumit prag. În plus, 420 MW și 60 MW de putere de susținere au fost activate automat din zonele sincrone nordice și respectiv din Marea Britanie. Aceste contramăsuri au asigurat că deja la 14:09 CET abaterea de frecvență de la valoarea nominală de 50 Hz a fost redusă la aproximativ 0,1 Hz în zona de nord-vest (Figura 4).

Pentru a reduce frecvența ridicată în zona de sud-est, au fost activate contramăsurile automate și manuale, inclusiv reducerea producției de ieșire (de exemplu, deconectarea automată a unui generator de 975 MW în Turcia la 14:04:57). În consecință, frecvența în zona de sud-est a revenit la 50,2 Hz la 14:29 CET și a rămas în limitele de control (49,8 și 50,2 Hz) până când resincronizarea celor două zone separate a avut loc la 15: 07: 31,6 CET.

Între orele 14:30 CET și 15:06 CET frecvența în zona de sud-est fluctua între 49,9 Hz și 50,2 Hz din cauza dimensiunii destul de mici a zonei de sud-est, unde au fost deconectate și mai multe unități de producție (Figura 5). În această perioadă, frecvența în zona de nord-vest a fluctuat mult mai puțin și a rămas aproape de valoarea nominală, datorită dimensiunii destul de mari a zonei de nord-vest. Acest comportament de frecvență face obiectul unei investigații detaliate suplimentare.

Fig 5

Răspunsul automat și acțiunile coordonate întreprinse de OTS în Europa continentală au asigurat că situația a fost repusă repede aproape de funcționarea normală. Serviciile întreruptibile contractate în Italia și în Franța au fost reconectate la 14:47 CET și, respectiv, 14:48 CET înainte de resincronizarea zonelor de Nord-Vest și Sud-Est la 15:08 CET.

ENTSO-E continuă să mențină informate Comisia Europeană și Grupul de coordonare a energiei electrice, compus din reprezentanți ai statelor membre, cu rezultate detaliate ale analizelor tehnice preliminare.

Pe baza analizelor tehnice preliminare prezentate mai sus, va fi stabilită o investigație formală care urmează cadrului legal în temeiul Regulamentului (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017 (Ghidul de operare a sistemului), prin care autoritățile naționale de reglementare și ACER sunt invitate să se alăture OTS într-un un grup format din experți pentru investigarea situației.

În conformitate cu prevederile Regulamentului menționat (UE) 2017/1485 al Comisiei din 2 august 2017, ENTSO-E va prezenta rezultatele anchetei Grupului de coordonare a energiei electrice și va publica ulterior un raport odată cu finalizarea analizei.