اختلال بزرگ در شبکه برق سوئد: درس‌هایی از حادثه ۲۶ آوریل ۲۰۲۳

در سپیده‌دم چهارشنبه، ۲۶ آوریل ۲۰۲۳، دقیقاً ساعت ۰۶:۴۰ صبح، یک اختلال بسیار جدی در شبکه انتقال برق سوئد رخ داد. این حادثه، که پیامدهای گسترده‌ای برای منطقه استکهلم و اطراف آن داشت، ناشی از ترکیبی از خطاهای وابسته و مستقل از یکدیگر بود و چالش‌های مهمی را برای زیرساخت‌های حیاتی کشور به وجود آورد. گزارش پیش رو از Svenska kraftnät، نهاد مسئول سیستم برق سوئد، جزئیات این رویداد، پیامدها و کاستی‌های شناسایی شده را تشریح می‌کند.

نقش Svenska kraftnät: نگهبان پایداری برق سوئد

Svenska kraftnät (اداره ملی شبکه برق سوئد) یک سازمان دولتی با وظیفه حیاتی مدیریت، بهره‌برداری و توسعه سیستم انتقال برق کشور به شیوه‌ای تجاری، مقرون‌به‌صرفه، مطمئن و سازگار با محیط زیست است. این سیستم شامل خطوط ۴۰۰ کیلوولت و ۲۲۰ کیلوولت، ایستگاه‌ها و اتصالات بین‌المللی می‌شود. Svenska kraftnät همچنین در توسعه بازار برق نقش دارد تا نیازهای جامعه برای تأمین برق ایمن، پایدار و اقتصادی را برآورده سازد و به این ترتیب، نقش مهمی در سیاست‌های اقلیمی کشور ایفا می‌کند. گزارش حاضر، با هدف شفاف‌سازی و ارائه تحلیل‌های اولیه، توسط این نهاد تهیه شده است.

وضعیت شبکه پیش از حادثه: آرامش پیش از طوفان

پیش از وقوع اختلال در ایستگاه هاگبی، وضعیت کلی شبکه برق سوئد با حاشیه‌های قابل قبول و شرایط مساعدی همراه بود. چندین کار تعمیر و نگهداری برنامه‌ریزی شده در سیستم انتقال در جریان بود که منجر به خارج شدن برخی از اجزای شبکه در جنوب سوئد شده بود. به عنوان مثال، در هاگبی، ترانسفورماتور T2، یکی از خطوط ۲۲۰ کیلوولت هاگبی-یاروا و خطوط ۲۲۰ کیلوولت هاگبی-والنتونا و هاگبی-مابی برای انجام کار برنامه‌ریزی شده بودند.

با وجود این کارها، جریان‌های برق در شبکه در سطوح متوسطی قرار داشتند. به عنوان مثال، انتقال برق به/از منطقه برق SE3 حدود ۶۰ درصد از ظرفیت تجاری اختصاص یافته را استفاده می‌کرد و حاشیه حدود ۲,۰۰۰ مگاوات در برابر خطای طراحی N-1 وجود داشت. این بدان معناست که سیستم انتقال در وضعیت “عادی” عملیاتی قرار داشت.

در بعد تولید، کل سیستم برق سوئد حدود ۱۷.۰ گیگاوات برق تولید می‌کرد، با مصرفی حدود ۱۴.۶ گیگاوات و صادراتی بالغ بر ۲.۷ گیگاوات. ترکیب تولید شامل ۴۴ درصد نیروگاه‌های برق‌آبی، ۳۲ درصد نیروگاه‌های هسته‌ای و ۱۶ درصد نیروگاه‌های بادی بود. این حاشیه‌های مناسب، فرض را بر این می‌گذاشت که شبکه توانایی مدیریت حتی یک خطای بزرگ‌تر از خطای طراحی N-1 را دارد، و در نتیجه، شرایط پیش از اختلال برای مدیریت یک رویداد بزرگ، «مطلوب» ارزیابی شد.

شروع اختلال: یک خطای انسانی و نقص فنی

حادثه در ساعت ۰۶:۴۰ صبح روز چهارشنبه، ۲۶ آوریل آغاز شد، زمانی که در حین عملیات نگهداری برنامه‌ریزی شده در پست هاگبی، یک جداکننده ۲۲۰ کیلوولت (Disconnector) به اشتباه در حالی که هنوز جریان عملیاتی از آن عبور می‌کرد، باز شد. جداکننده‌ها برای قطع جریان تحت بار طراحی نشده‌اند و این اشتباه منجر به ایجاد یک قوس الکتریکی شدید (light arc) شد. در ابتدا، این قوس منجر به یک خطای اتصال کوتاه دو فاز (L1-L2) شد که به سرعت به یک خطای سه فاز گسترش یافت.

یکی از دلایل اصلی این اتفاق، عدم امکان باز کردن جداکننده RL23-A-F در CT65 هاگبی از طریق کنترل از راه دور بود. سیستم منطق اینترلاک در ایستگاه به اشتباه نشان می‌داد که X1-A220-F در وضعیت میانی قرار دارد، در حالی که این بخش قبلاً تخریب شده بود و در سیستم SCADA (سیستم کنترل و جمع‌آوری داده‌های نظارتی) قابل مشاهده نبود. این مشکل باعث شد که مسدودسازی جداکننده (disconnector blocking) برای انجام عملیات، برداشته شود. متعاقباً، به جای جداکننده T2-220-F1، جداکننده T1-220-F1 به اشتباه باز شد که منجر به بروز خطای اولیه شد.

با وجود اینکه سیستم‌های حفاظتی ۲۲۰ کیلوولت در CT65 هاگبی (مانند حفاظت‌های شینه و حفاظت‌های قطع‌کننده مدار) به درستی عمل کرده و تمام قطع‌کننده‌های ۲۲۰ کیلوولت را لحظه‌ای قطع کردند، اما جریان خطا همچنان از طریق فاز ۴۰۰ کیلوولت T1 وارد شبکه می‌شد. به دلیل دو خطای مستقل در سیستم کنترل، قطع‌کننده T1-400-F-S برای حدود ۷ ثانیه فعال نشد. تحقیقات بعدی نشان داد که این تاخیر ناشی از یک نقص طراحی در سیستم حفاظتی Sub 1 و یک خطا در مدار تریپ Sub 2 بوده است. سرانجام، خطای اولیه توسط سیستم خودکار صفر-ولتاژ T1 حذف شد.

پیامدهای گسترده بر سیستم برق

خطای اولیه در هاگبی پیامدهای گسترده‌ای بر سیستم برق سوئد گذاشت:

• افت ولتاژ شدید و طولانی: در طول ۷ ثانیه که خطای اولیه ادامه داشت، ولتاژ عملیاتی در بخش‌های وسیعی از شبکه‌های انتقال و توزیع در منطقه استکهلم و اطراف آن به شدت کاهش یافت. این ولتاژهای پایین باعث اختلال در خدمات حیاتی جامعه از جمله حمل و نقل عمومی ریلی، چراغ‌های راهنمایی، مسیرهای ترافیکی و پخش رادیو و تلویزیون شد. خوشبختانه هیچ آسیب فیزیکی به افراد وارد نشد.
  • به عنوان مثال، در آنهبرگ (Anneberg)، ولتاژ از ۴۰۰ کیلوولت به ۱۸۳ کیلوولت کاهش یافت.
  • پس از رفع خطا، ولتاژ به طور موقت به سطوح بسیار بالا (حدود ۴۶۵ کیلوولت) افزایش یافت تا سیستم‌های مغناطیسی بتوانند آن را به حالت عادی بازگردانند.
  • در ایستگاه‌های فورس‌مارک FT46 S1/S2، ولتاژها به طور قابل توجهی پایین‌تر از حداقل‌های مورد نیاز برای پایداری در برابر خطاها (LVRT) بودند.
• قطع شدن تولید نیروگاه‌ها: در پی افت ولتاژ طولانی، نیروگاه‌های هسته‌ای فورس‌مارک ۱ و ۲ (که مجموعاً ۲,۱۳۰ مگاوات تولید می‌کردند) به طور خودکار از شبکه ۴۰۰ کیلوولت قطع شدند. این قطع‌شدن با توجه به ولتاژهای بسیار پایین و خارج از مشخصات، “معقول” ارزیابی شد.
  • میزان تولید قطع شده (حداقل ۲,۱۳۰ مگاوات) به مراتب بزرگتر از خطای N-1 (۱,۴۰۰ مگاوات) بود.
  • علاوه بر فورس‌مارک، نیروگاه‌های دیگری نیز تحت تأثیر قرار گرفتند، از جمله Värtan KVV8 (77 MW)، نیروگاه برق‌آبی Untra (39 MW)، Älvkarleby (38 MW) و Finnfors (18 MW). نیروگاه Untra برای چند دقیقه به طور کامل قطع شد و سپس طی ۳۰ دقیقه به تدریج به شبکه بازگشت.
• نوسان فرکانس: قطع ناگهانی تولید برق منجر به عدم تعادل بین تولید و مصرف و در نتیجه، کاهش فرکانس در منطقه سنکرون نوردیک شد. کمترین فرکانس به ۴۹.۳ هرتز رسید که حدود ۸ ثانیه پس از قطع فورس‌مارک ۱ و ۲ اتفاق افتاد. با این حال، فرکانس به سرعت به حالت عادی بازگشت.
  • سیستم‌های جبرانی مانند رزروهای نگهداری فرکانس برای عملیات مختل (FCR-D up) و رزروهای نگهداری فرکانس برای عملیات عادی (FCR-N) به ترتیب با ظرفیت‌های ۱,۴۵۰ مگاوات و ۶۰۰ مگاوات فعال شدند.
  • همچنین، ورود اضطراری توان (EPC) از طریق اتصالات DC (جریان مستقیم) حدود ۶۰۰ مگاوات به جبران فرکانس کمک کرد.
  • رزرو اختلال (Disturbance Reserve) به طور خودکار فعال شد (۵۰۰ مگاوات) و ۲۰۰ مگاوات نیز به صورت دستی وارد مدار شد (مجموعاً ۷۰۰ مگاوات).
  • نقطه قابل توجه این است که حاشیه خوبی تا قطع خودکار بار (AFK) وجود داشت، که اولین مرحله آن در فرکانس ۴۸.۸ هرتز فعال می‌شود.
  • قبل از اختلال، انرژی چرخشی در منطقه سنکرون نوردیک ۱۹۱ گیگاوات-ثانیه بود که سطح متوسطی محسوب می‌شود.
  • مهم است که اشاره شود، هیچ رزرو فرکانس سریع (FFR) فعال نشد، زیرا پیش‌بینی‌ها نشان می‌داد که انرژی چرخشی موجود در سیستم کافی است و این اقدام جبرانی در دسترس نبود.
• تعامل ولتاژ و فرکانس: در ابتدای اختلال، زمانی که ولتاژها بسیار پایین بودند اما قبل از قطع فورس‌مارک ۱ و ۲، فرکانس به طور عجیبی افزایش یافت. این پدیده نشان می‌دهد که مصرف برق به دلیل ولتاژ پایین کاهش یافته بود. این کاهش مصرف، در واقع، شدت افت فرکانس پس از قطع فورس‌مارک ۱ و ۲ را کاهش داد.
• بازگشت به حالت عادی: فرکانس برای ۷ دقیقه خارج از محدوده عملیات عادی (۴۹.۹۰-۵۰.۱۰ هرتز) باقی ماند و پس از حدود ۱۲ دقیقه به بالای ۴۹.۹۰ هرتز تثبیت شد. رزروهای فعال شده مانند FCR-D up، رزرو اختلال و EPC به تدریج با رزرو بازیابی فرکانس دستی (mFRR) جایگزین شدند. نیروگاه‌های فورس‌مارک ۱ و ۲ در همان روز به شبکه متصل نشدند و تعادل بازار توسط mFRR و اقدامات بازیگران بازار در ساعات بعدی تنظیم شد.

وضعیت عملیاتی سیستم: اضطرار در ولتاژ، پایداری در فرکانس

بر اساس گزارش Svenska kraftnät، وضعیت عملیاتی سیستم برق سوئد در طول این اختلال به شرح زیر بود:

• ولتاژ: وضعیت عملیاتی اضطراری (Emergency Operation).
  • به دلیل ولتاژهای بسیار پایین برای مدت ۷ ثانیه و سپس ولتاژهای بالا برای ۲ ثانیه پس از رفع خطا، کل سیستم برای ۹ ثانیه در وضعیت اضطراری قرار داشت.
  • پایین‌ترین حد اضطرار برای ولتاژ ۳۸۰ کیلوولت است و بالاترین حد آن ۴۴۰ کیلوولت.
• فرکانس: وضعیت عملیاتی عادی (Normal Operation).
  • با وجود نوسان و رسیدن به ۴۹.۳ هرتز، فرکانس در طول کل رویداد در محدوده عملیات عادی باقی ماند.
  • حد بحرانی برای فرکانس در ۵ دقیقه اول ۴۹.۷۵ هرتز است و سیستم توانست فرکانس را بالای این مقدار حفظ کند.

کاستی‌های شناسایی شده: درس‌هایی برای آینده

بررسی‌های اولیه توسط Svenska kraftnät چهار نقص اصلی را شناسایی کرده است که به طور مستقیم در این اختلال نقش داشتند:

1. خطا در منطق اینترلاک جداکننده هاگبی: جداکننده در هاگبی به دلیل اطلاعات نادرست از سیستم اینترلاک (که به اشتباه نشان می‌داد یک بخش قدیمی و تخریب شده در وضعیت میانی قرار دارد) از راه دور قابل کنترل نبود. این موضوع باعث شد که مسدودسازی جداکننده برای انجام عملیات، برداشته شود. برداشتن مسدودسازی جداکننده به خودی خود یک خطا محسوب نمی‌شود، بلکه پیش‌نیازی برای ادامه کارها بود که در دستورالعمل عملیاتی نیز پوشش داده نشده بود.
2. اشتباه در مانور جداکننده: جداکننده اشتباه (T1-220-F1 به جای T2-220-F1) در حالی که جریان عملیاتی از آن عبور می‌کرد، باز شد که این یک انحراف از دستورالعمل عملیاتی بود.
3. نقص طراحی در حفاظت قطع‌کننده مدار ۲۲۰ کیلوولت Sub 1: این حفاظت نتوانست پالس قطع را به T1-400-F-S در هاگبی ارسال کند.
4. خطا در مدار تریپ حفاظت شینه ۲۲۰ کیلوولت Sub 2: این حفاظت نیز نتوانست پالس قطع را به T1-400-F-S ارسال کند.

نتیجه‌گیری

اختلال ۲۶ آوریل ۲۰۲۳ یک رویداد پیچیده بود که ناشی از ترکیبی از خطای انسانی و نقص‌های فنی پنهان در سیستم کنترل و حفاظت بود. اگرچه سیستم با افت شدید ولتاژ و قطع تولید نیروگاه‌های مهم مواجه شد و برای مدت کوتاهی وارد وضعیت “اضطراری ولتاژ” گردید، اما توانایی شبکه و سیستم‌های پشتیبان برای حفظ فرکانس در محدوده “عادی” عملیاتی و بازیابی نسبتاً سریع، نشان‌دهنده استحکام و انعطاف‌پذیری کلی سیستم برق سوئد است. این حادثه، درس‌های مهمی را برای Svenska kraftnät و صنعت برق در زمینه بهبود پروتکل‌های عملیاتی، طراحی سیستم‌های حفاظتی و تشخیص و رفع خطاهای پنهان ارائه می‌دهد تا از تکرار چنین رویدادهایی در آینده جلوگیری شود.

درک عمیق‌تر با یک استعاره:

تصور کنید شبکه برق سوئد مانند یک ارکستر سمفونیک بزرگ است که هر بخش آن وظیفه‌ای خاص برای حفظ هماهنگی کلی (یعنی فرکانس و ولتاژ پایدار) دارد. در حادثه ۲۶ آوریل، خطای انسانی در کنار نقص‌های فنی پنهان، مانند این بود که یک نوازنده مهم به اشتباه نت اشتباهی را بنوازد و همزمان، سازهای پشتیبان نیز به دلیل نقص فنی کوچک‌تر، نتوانند به سرعت واکنش نشان دهند. این اتفاق، باعث افت شدید هماهنگی (ولتاژ) در یک بخش از ارکستر (منطقه استکهلم) شد. در این میان، برخی از سازهای اصلی (نیروگاه‌های فورس‌مارک ۱ و ۲) مجبور شدند نواختن را متوقف کنند تا از آسیب بیشتر جلوگیری شود. با این حال، به لطف تلاش سایر نوازندگان و سیستم‌های ذخیره (مانند منابع رزرو فرکانس و تولیدکننده‌های واکنش‌گر)، ارکستر توانست به سرعت تعادل خود را باز یابد و از یک فروپاشی کامل جلوگیری کند، هرچند برای مدتی، ولتاژ از حالت ایده‌آل خارج شد و نیازمند تنظیم مجدد بود. این رویداد نشان داد که حتی در یک ارکستر به خوبی سازمان‌یافته، کوچک‌ترین خطاهای انفرادی و نقص‌های پنهان می‌توانند بر هماهنگی کلی تأثیر بگذارند و نیاز به بازبینی مداوم پروتکل‌ها و ابزارهای پشتیبان وجود دارد.