Avarie Brazi: centrala de 860 MW s-a oprit complet — NRG-IA

Indisponibilizarea liniei de 400 kV Brazi Vest a scos din funcțiune 860 MW Centrala pe gaze de la Brazi, operată de OMV Petrom cu o capacitate de 860 MW, s-a oprit complet în urma unei avarii pe linia de înaltă tensiune de 400 kV Brazi Vest – centrală. Incidentul a eliminat brusc din Sistemul Energetic Național cea mai mare unitate flexibilă de generație pe gaze din România, într-un moment în care consumul național depășea pragul de 8.000 MW. Conform datelor furnizate de operatorul de rețea Transelectrica și analizate de publicațiile Economica.net și e-nergia.ro, oprirea s-a desfășurat în două etape succesive. Inițial, defecțiunea apărută la linia de legătură a determinat reducerea puterii livrate de la capacitatea maximă de 860 MW până la un nivel de 188 MW. Ulterior, turbinele cu gaze au fost oprite complet, generarea centralei scăzând la 0 MW. Incidentul a testat instantaneu capacitatea de echilibrare a rețelei electrice naționale. Deși pierderea a peste 10% din producția internă instantanee ar fi putut crea dezechilibre majore, dispeceratul național a reușit să mențină stabilitatea frecvenței fără întreruperi în alimentarea consumatorilor casnici sau industriali. Repornirea completă a grupului energetic depinde direct de remedierea avariei de pe linia de 400 kV, intervenție aflată în derulare de către echipele tehnice de mentenanță și dispecerii de rețea. Defecțiunea la circuitul de evacuare a turbinei cu abur Cauza nemijlocită a opririi forțate o reprezintă avaria tehnică survenită pe linia de transport de 400 kV Brazi Vest – centrală. Această linie asigură evacuarea energiei electrice generate în Sistemul Energetic Național, fiind direct legată de racordul de înaltă tensiune aferent turbinei cu abur a centralei. Centrala de la Brazi funcționează într-un ciclu combinat avansat, compus din două turbine pe gaze naturale și o turbină cu abur care recuperează căldura din gazele de ardere. În momentul în care linia de 400 kV s-a indisponibilizat, energia produsă nu a mai putut fi debitată în rețeaua națională de transport administrată de Transelectrica. Imposibilitatea evacuării puterii a declanșat automat sistemele de protecție ale centralei. Această procedură tehnică este proiectată pentru a preveni avarierea gravă a generatoarelor și a transformatoarelor de evacuare, impunând declanșarea succesivă a grupurilor energetice până la oprirea totală a instalației. Absorbția șocului în Sistemul Energetic Național: hidrocentralele, vântul și importurile au prevenit deficitul Sistemul energetic românesc a absorbit pierderea celor 860 MW fără a recurge la deconectări de consumatori, sprijinindu-se pe flexibilitatea hidrocentralelor deținute de Hidroelectrica și pe o producție eoliană susținută. Creșterea rapidă a debitării din lacurile de acumulare a acoperit imediat golul de putere lăsat de oprirea centralei pe gaze. În plus, parcurile eoliene au livrat volume constante în rețea, reducând necesarul de energie de avarie din piețele externe. Deși consumul național s-a menținut la un nivel ridicat, de aproximativ 8.000 MW, importurile nete de energie au rămas la niveluri moderate în timpul incidentului. Avaria demonstrează rolul esențial al mixului energetic diversificat în gestionarea șocurilor de producție. Totuși, dispariția temporară a centralei de la Brazi reduce capacitatea de reglaj secundar a sistemului, crescând dependența de resursele hidro și de fluxurile din interconexiunile transfrontaliere. Remedierea liniei și riscurile de echilibrare pe piața spot de energie Datele operative ale Transelectrica furnizează repere temporare distincte privind durata indisponibilității. O primă estimare menționată în datele de programare indică remedierea avariei până joi dimineața la ora 01:00. Totuși, notificările detaliate din sistemul de transport plasează data pentru disponibilitatea completă a centralei pe 5 noiembrie, la ora 11:00. Până la repornirea totală a unității de 860 MW, factorii de decizie din piață monitorizează cu atenție evoluția prețurilor pe Piața pentru Ziua Următoare (PZU) și pe Piața de Echilibrare. Înlocuirea energiei din gaze cu resurse mai scumpe din piața spot ar putea genera presiuni temporare asupra costurilor de echilibrare suportate de furnizori. Riscul principal pentru perioada imediat următoare rămâne suprapunerea acestei indisponibilități peste un posibil declin al vitezei vântului sau o creștere suplimentară a consumului. În acest scenariu, Transelectrica va trebui să apeleze la o creștere a importurilor prin interconexiunile regionale pentru a menține balanța energetică stabilă.