Финальный отчёт экспертной группы ENTSO-E о блэкауте 28 апреля 2025 года в Испании и Португалии — 472 страницы, опубликован 20 марта 2026 года — является наиболее детальным разбором крупного сбоя европейской энергосистемы за более чем два десятилетия. Вывод экспертной группы однозначен: системный сбой в управлении напряжением, а не технологическая проблема. Для инженеров в области релейной защиты и автоматики (РЗА) этот отчёт — обязательное чтение.

Масштаб инцидента

Испания потеряла 25 638 МВт — 100% национальной нагрузки. Португалия потеряла 5 900 МВт — также 100%. Событие было классифицировано по шкале ICS как уровень 3 (OB3), высшая степень тяжести. Восстановление заняло 12 часов в Португалии и 16 часов в Испании. Каскад, который к этому привёл, разворачивался примерно в течение 90 секунд.

Что произошло

В 12:32 28 апреля 2025 года в Испании произошли первые отключения генерирующего оборудования. Согласно всем расчётам координации системных операторов (ОДУ), система по состоянию на то утро имела запас по критерию N-1. В течение нескольких секунд крупные объекты возобновляемой генерации начали отключаться из-за перенапряжения. Только в регионе Бадахос более 700 МВт солнечных фотоэлектрических (СФ) и концентрирующих солнечных электростанций (КСЭ) отключились в ходе одного события, а ещё почти 1 000 МВт выбыло в пяти провинциях в течение следующих двух секунд. По мере того как напряжение в сети 400 кВ поднималось выше 435 кВ, отключения приобретали самоусиливающийся характер. Произошло отключение межсистемной связи с Марокко, было утеряно синхронное соединение Пиренейского полуострова с Синхронной зоной Континентальной Европы, а через несколько секунд последовали отключения как HVDC, так и последней AC-связи с Францией. Было активировано автоматическое отключение нагрузки — однако каскад уже вышел за пределы возможности восстановления. В 12:33:29 — полный блэкаут.

Первопричины

Экспертная группа выявила три взаимосвязанных сбоя, которые превратили нарушение в коллапс.

Управление напряжением не функционировало должным образом. Большинство объектов возобновляемой генерации в Испании работали в режиме фиксированного коэффициента мощности, а не в режиме регулирования напряжения. Каждое изменение активной мощности вызывало пропорциональное изменение реактивной — а колебания реактивной мощности порождают колебания напряжения в передающей сети. Одновременно ряд обычных генераторов не выдавал заданные значения реактивной мощности. Шунтирующие реакторы управлялись вручную, что приводило к задержкам в реакции. Сетевой кодекс Испании (P.O. 1.4, 1998 года) допускал эксплуатацию сети 400 кВ при напряжении до 435 кВ — существенно выше диапазона 380–420 кВ, предусмотренного в SO GL, — что оставляло практически нулевой запас до порогов срабатывания защит от перенапряжения.

Уставки защит способствовали развитию каскада. У значительной части реле генераторов уставки по перенапряжению не соответствовали требованиям RfG или SO GL. Часть агрегатов отключалась мгновенно при перенапряжении, измеренном в точке, удалённой от точки подключения, — что вызывало отключения при переходных процессах, которые должны были быть преодолены без отключения. Не менее десяти отключений не соответствовали действующим требованиям. Автоматика защиты, разработанная для защиты отдельных объектов, стала каскадным фактором в развале системы.

Малые генераторы были невидимы и неуправляемы. Объекты распределённой фотоэлектрической генерации мощностью менее 1 МВт массово отключались из-за перенапряжения на критических фазах каскада. У операторов распределительных сетей не было информации об их выработке в реальном времени — ни механизма прогнозирования, ни инструмента управления их поведением в ходе развивающегося каскада.

Николас Этерден, специалист в области энергосистем, писавший об инверторных нестабильностях ещё в 2013 году, опубликовал на LinkedIn свою оценку выводов расследования через три дня после публикации отчёта:

Теперь официально подтверждено: блэкаут был вызван не солнечной или ветровой генерацией как таковой. Выявлен ряд факторов, и главный из них — управление напряжением, прежде всего на традиционной генерации, не соответствовало требованиям. Кроме того, нестабильность, обусловленная инверторными устройствами, наблюдалась за 30 и 10 минут до инцидента.

Ключевой урок, однако, таков: остерегайтесь упрощённых выводов о сложных системах — таких как энергосистема.

— Nicholas Etherden, специалист по энергосистемам, LinkedIn, 23 марта 2026

Приписывать причину единственной технологии — в ту или иную сторону — значит упустить суть отчёта целиком.

Что должны сделать инженеры сейчас

21 рекомендация экспертной группы охватывает моделирование, управление режимами, рыночное регулирование и нормативно-правовую базу. Для инженеров в области РЗА три направления требуют немедленного внимания.

  • Режим регулирования напряжения и гармонизированные рабочие диапазоны. Все генераторы — включая инверторные энергоресурсы — должны работать в режиме регулирования напряжения, а не в режиме фиксированного коэффициента мощности. Рабочий диапазон для сетей 400 кВ должен быть гармонизирован на уровне 380–420 кВ по всей Европе с исключением национальных изъятий, сокращающих запасы по напряжению. Запасы реактивной мощности должны отслеживаться в реальном времени с выдачей предупреждений до достижения критических порогов напряжения.

  • Аудит уставок защит. На каждом объекте следует проверить соответствие уставок по перенапряжению и пониженному напряжению, параметров HVRT/LVRT и выдержек времени на отключение актуальным требованиям RfG и SO GL, а также убедиться, что измерения производятся в правильной точке подключения. Для малых генераторов мощностью менее 1 МВт требования к режиму проезда по напряжению (voltage ride-through) необходимо ввести на регуляторном уровне; до их введения операторам следует понимать, что эти объекты могут отключиться без предупреждения.

  • Инфраструктура PMU и готовность к пуску с нуля. Расследование было ограничено недостаточным охватом синхронофазорными измерительными устройствами (PMU) — явления осцилляций в минуты, предшествовавшие блэкауту, не удалось полностью восстановить. Расширение охвата PMU, включение автоматического определения осцилляций и стандартизация обмена данными после событий между ОДУ и операторами распределительных сетей — необходимые условия для предотвращения следующего инцидента. Обязательные испытания пуска с нуля — каждые три года или после значительных изменений в АРВ или системах защиты — имеют не меньшее значение.

Читать полный отчёт

Финальный отчёт экспертной группы ENTSO-E занимает 472 страницы и в полном техническом объёме охватывает моделирование энергосистемы, поведение систем защиты, анализ осцилляций и 21 рекомендацию. Для инженеров в области РЗА — обязательное чтение.

→ Final Report on the Grid Incident in Spain and Portugal on 28 April 2025