MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

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1 MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE ÉDITION 2004

2 Ce Mémento vous est personnel NOM : Ce mémento peut également être consulté et téléchargé sur le site web de RTE : (chemin d accès : Qui sommes-nous? Réseau Sûreté du Système). Si vous avez des remarques ou des suggestions à formuler, vous pouvez : soit nous en faire part sur le site web, soit nous les adresser par courrier à l adresse suivante : RTE / Département Exploitation du Système Électrique (DESE) Tour Initiale 1, terrasse Bellini - TSA Paris la Défense Cedex Vous contribuerez ainsi à améliorer cet ouvrage et à faire en sorte que le moment venu, sa réédition réponde encore mieux à vos attentes.

3 MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

4 1 Avant-propos 2 La sûreté du Système : les bases 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel pour garantir la sûreté du Système 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain pour garantir la sûreté du Système A1 Fonctionnement du Système : notions de base A2 Les politiques de RTE A3 Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport A4 Les grands incidents à travers le monde Sommaire détaillé pages 269 à 271 1

5 RTE - Dispatching national (CNES) Le réseau à 400 kv français est maillé et interconnecté avec le réseau européen. Il est surveillé en permanence depuis le dispatching du CNES. 2

6 1 Avant- propos 1.1 Objectifs du Mémento 1.2 Structure du Mémento 1.3 Utilisation du Mémento Ce document est la propriété de RTE. Toute communication, reproduction, publication, même partielles, sont interdites sauf autorisation écrite de RTE. 3

7 Cet ouvrage à vocation pédagogique a pour objet de situer le rôle de chacun dans la sûreté de fonctionnement du système électrique. Le mémento de la sûreté du système électrique n est pas un document de doctrine. Il n a aucun caractère prescriptif, réglementaire ou justificatif. 4

8 1 1.1 Avant-propos Objectifs du Mémento Le Mémento de la sûreté du système électrique est un recueil d'informations générales sur la sûreté de fonctionnement du système électrique. Il résume les grands principes qui régissent cette sûreté en montrant leur cohérence et les analogies existant avec la sûreté de fonctionnement d'autres processus et notamment la sûreté nucléaire. Il fait apparaître les relations entre les grands phénomènes pouvant entraîner des dégradations de la sûreté du Système et les exigences de sûreté mises en œuvre pour éviter ces dégradations et en limiter les effets. Il fait le lien entre les différents facteurs influençant la sûreté et les phénomènes mis en jeu. Ce Mémento n'a pas vocation à se substituer aux contrats et aux règles d'exploitation qui définissent les exigences à respecter pour assurer la sûreté du Système. Il se limite à exposer, de façon pédagogique, les grands principes à l'origine de ces règles. Il vise ainsi à mettre à la disposition des différents acteurs impliqués dans la sûreté du Système, quels que soient leur métier et leur fonction, un référentiel culturel commun concernant ces principes. Il aide ainsi chacun à situer son geste professionnel vis-à-vis de la sûreté du Système. Le Mémento se limite à une présentation simplifiée de la sûreté qui est une partie de l'exploitation du système électrique. Cette dernière recouvre d'autres thèmes non traités ici, tels que : l'économie, la qualité de la fourniture. Il ne traite pas non plus du partage des responsabilités vis-à-vis de la sûreté au sein des organisations, ni des structures de contrôle. 5

9 Avant-propos La sûreté du Système : les bases Les dispositions prises dans le domaine matériel Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain Annexes o o o o o 6

10 1 1.2 Avant-propos Structure du Mémento La sûreté du Système repose sur la mise en œuvre de dispositions de natures diverses adaptées à la dynamique des grands phénomènes à l origine de la dégradation de la sûreté. Ces dispositions relèvent des domaines technique, organisationnel ou des individus eux-mêmes. C'est sur cette base qu'a été structuré le présent Mémento. Après le rappel des éléments qui définissent et constituent la sûreté, on précise quelles sont les dispositions prises pour la garantir. Cette présentation est complétée par quatre annexes qui traitent : des notions de base du fonctionnement du Système, des politiques RTE "Sûreté du Système" et "Qualité". de la coopération entre sociétés pour l exploitation du système électrique européen, des grands incidents à travers le monde. La page de droite est réservée au texte. Le bandeau de la page rappelle la couleur du chapitre. Dans la plupart des cas, la page de gauche est réservée aux exemples, aux illustrations, aux principaux messages énoncés dans la page en vis-à-vis, à des résumés qui peuvent être utilisés pour des actions de formation. La dernière page de chaque chapitre est un résumé de celui-ci. En fin d ouvrage : - un lexique explicite les sigles et abréviations utilisés ; - un index permet de retrouver les mots clefs dans le texte du Mémento. 7

11 Le Mémento de la sûreté du système électrique POUR QUI? POUR QUOI FAIRE? Maîtres d ouvrage Maîtres d œuvre Prestataires et fournisseurs Prendre en compte la sûreté dans la conception et la réalisation des ouvrages Personnel de conduite, d exploitation et de maintenance Développer une approche réfléchie des problèmes de sûreté Répondre aux questions quotidiennes en matière de sûreté Management et personnel d encadrement Définir la politique de sûreté Développer les pratiques de la culture de sûreté chez le personnel Formateurs Utiliser dans le cadre de la formation 8

12 1 1.3 Avant-propos Utilisation du Mémento Le Mémento est destiné à tous ceux qui ont un rôle vis-à-vis de la sûreté du Système : Maîtres d ouvrage, concepteurs, maîtres d œuvre, Personnel d exploitation du système électrique, Personnel chargé de la conduite, de l exploitation et de la maintenance du réseau de transport, Personnel chargé de la conduite, de l exploitation et de la maintenance des installations des utilisateurs du réseau (producteurs, distributeurs et consommateurs), Prestataires et fournisseurs,... L'objectif premier de l'ouvrage est d'offrir un exposé simple et abordable des principales approches et dispositions relatives à la sûreté du Système de façon à ce que chacun, pour ce qui le concerne, puisse approfondir sa maîtrise de la sûreté, connaître ses principes et fondements, en connaître les enjeux, s'y référer pour lui-même ou pour former son entourage, et soit mieux à même de les mettre en relation avec les gestes professionnels quotidiens qu il accomplit. Le Mémento doit aussi permettre à ceux qui ne partagent pas les mêmes gestes professionnels de communiquer entre eux sur le plan de la sûreté du Système. Le Mémento de la sûreté du Système, document de culture de sûreté, met à la disposition de tous les exploitants, quel que soit leur métier, la même information applicable au quotidien. 9

13 10 Le système électrique : de multiples composants en interaction permanente sous le contrôle d opérateurs humains et d automates

14 2 La sûreté du Système : les bases 2.1 Le système électrique Définition L exploitation du système électrique 2.2 La sûreté du Système Définition Les enjeux de la sûreté du Système Les obligations Interactions sûreté/économie et sûreté/qualité Les enjeux de l ouverture du marché européen de l électricité 2.3 Les modes de dégradation de la sûreté Les aléas Les marges de sécurité Les phénomènes à l origine d une dégradation de la sûreté 2.4 La défense en profondeur Définition Structuration des lignes de défense Actions de sauvegarde et plan de défense La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutés 2.5 La reconstitution du réseau Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau Préparation du réseau et diagnostic Reconstitution du réseau par ossatures régionales Scénarios de renvoi de tension Mise en place et maintien en conditions opérationnelles du plan de reconstitution du réseau 11

15 Jeu de barres 400 kv Le maillage du réseau est névralgique pour la sûreté du système électrique. 12

16 2 2.1 La sûreté du Système : les bases Le système électrique DÉFINITION Le système électrique français est un ensemble de plus de MW de puissance installée et qui délivre à la pointe plus de MW ; il comprend : un parc de production de plus de MW, composé de plusieurs centaines de groupes (hydrauliques, thermiques classiques ou nucléaires, ). Ces groupes sont eux-mêmes des ensembles complexes de gros matériels de puissance, mais aussi d organes de régulation et de protections ; une centaine de milliers de kilomètres de lignes aériennes ou de câbles souterrains et plusieurs milliers de postes HTB formant un réseau interconnecté fortement maillé, qui permet des transits de puissance importants. Là encore, outre les matériels de puissance (lignes, transformateurs, organes de coupure, ), il faut considérer un grand nombre de protections et d automates ; plusieurs milliers d installations de clients, directement raccordées sur les réseaux HTB, ou alimentées par des réseaux de tensions inférieures reliés à ces mêmes réseaux. Elles présentent différents types de besoins (courbes de charge, puissance de court-circuit,...). Elles peuvent être des sources de perturbations et présenter des comportements dynamiques très différents lors des variations importantes de tension et/ou de fréquence rencontrées au cours des incidents ; un centre de conduite national (CNES) et sept centres de conduite régionaux (URSE) exploitant, chacun dans sa zone d action et conformément à ses responsabilités, le système électrique ; outre les interventions des opérateurs, des régulations centralisées sont mises en œuvre pour régler la fréquence et les échanges avec les gestionnaires de réseaux de transport voisins, et la tension sur des zones plus ou moins vastes. Ces multiples composants en interaction permanente, sous le contrôle d opérateurs humains et d automates, constituent un ensemble complexe et fortement bouclé ; il doit être conçu et exploité de manière cohérente ; c est la dimension SYSTÈME. 13

17 L interconnexion du système électrique français avec les pays d Europe de l Ouest L interconnexion = un Système plus robuste, une capacité d échanges plus grande entre réseaux, une assistance mutuelle entre partenaires. 14

18 2 2.1 La sûreté du Système : les bases Le système électrique Le Système français fait partie du système interconnecté européen (cf. annexe A3). L interconnexion crée les conditions d une solidarité permanente entre les partenaires ; elle offre de nombreux avantages, dont une capacité d échanges plus importante entre réseaux favorisant la réalisation d un marché unique de l électricité en Europe, ainsi que les possibilités de secours mutuel lors d une défaillance d un équipement de transport ou de production. Deux caractéristiques essentielles de ce Système doivent être prises en compte vis-à-vis de la sûreté : d une part, le fait qu il soit fortement maillé a pour conséquence qu une perturbation importante, quelle que soit sa localisation, risque de se propager à l ensemble du Système ; d autre part, que les constantes de temps qui sont en jeu couvrent des échelles de temps très diverses. Ainsi, les perturbations de l onde électrique résultant des courts-circuits se propagent à des vitesses proches de la lumière, les automates ou protections travaillent dans des domaines allant de la dizaine de millisecondes à quelques secondes, et certaines régulations pilotent des processus ayant des constantes de temps de plusieurs minutes voire de plusieurs heures. L équilibre du Système repose donc sur une parfaite coordination de l ensemble des dispositifs de régulation et de protection. Il en résulte que tout mauvais comportement d un composant, même très localisé, peut briser cet équilibre, rejaillir très vite et très loin et affecter globalement le fonctionnement de l ensemble. 15

19 Les trois objectifs qui gouvernent l exploitation du système électrique Garantir la SÛRETÉ de fonctionnement Favoriser la performance ÉCONOMIQUE et l ouverture du marché électrique Satisfaire les ENGAGEMENTS contractuels 16

20 2 2.1 La sûreté du Système : les bases Le système électrique L EXPLOITATION DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE Trois objectifs majeurs gouvernent l'exploitation du système électrique : garantir la sûreté de fonctionnement, favoriser la performance économique et l ouverture du marché électrique, satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés au réseau de transport. L exploitation du Système doit garantir : le maintien de la sûreté de fonctionnement (cf. 2.2), c'est-à-dire la maîtrise de l'évolution et des réactions du système électrique face aux différents aléas dont il est l'objet (courts-circuits, évolution imprévue de la consommation, indisponibilités fortuites d ouvrages de production ou de transport, ), en réduisant autant que possible le risque d'incidents pouvant conduire à une coupure de l'alimentation électrique généralisée à l'ensemble du pays ou à de vastes zones ; la meilleure utilisation du réseau, au service de la performance économique de l ensemble des acteurs du système électrique ; ceci demande d'utiliser et d exploiter au mieux les offres de services proposées par les acteurs opérant au sein du système électrique : - les offres des entités de production et d ajustement, dont les responsables s efforcent d assurer la meilleure disponibilité et d améliorer les performances, - les possibilités d échange d énergie avec les autres réseaux du système électrique européen, - les moyens d action sur l équilibre offre-demande, dans le cadre de contrats souscrits par la clientèle, de règles de conduite ou de dispositifs d urgence, - les services système ; les engagements contractuels pris auprès des clients, notamment en matière de qualité de fourniture. Le rôle de l exploitant du Système est de maîtriser simultanément les trois objectifs : sûreté, économie et qualité. 17

21 La SÛRETÉ de fonctionnement du SYSTÈME électrique c est l aptitude à : Assurer le fonctionnement normal du Système Limiter le nombre d incidents et éviter les grands incidents Limiter les conséquences des grands incidents 18

22 2 2.2 La sûreté du Système : les bases La sûreté du Système DÉFINITION La notion de sûreté de fonctionnement a été introduite d'abord dans l'armement au cours des années 40 et les méthodes d'étude de la sûreté se sont ensuite développées successivement au cours des années 60 et 70 dans l'aéronautique, le nucléaire et les transports terrestres. La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique (ou sûreté du Système) est au cœur des responsabilités confiées par la loi à RTE. Elle se définit comme l aptitude à : assurer le fonctionnement normal du Système ; limiter le nombre d incidents et éviter les grands incidents ; limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent. Une telle définition permet une approche active de l'amélioration de la sûreté. Elle pousse à définir les conséquences inacceptables des incidents, à identifier les événements initiateurs et à définir des parades permettant de limiter les risques. On reviendra sur ces notions au 2.4. La politique "Sûreté du système électrique" définie et appliquée par RTE est présentée dans l annexe A LES ENJEUX DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME Une dégradation de la sûreté du système électrique qui se traduirait par une augmentation de la fréquence des incidents et, le cas échéant, par la survenue d'un incident généralisé à une grande partie ou à la totalité du réseau français, serait un échec dans l'exercice de la mission de service public de l'électricité. Au-delà des conséquences humaines et économiques directes, il en résulterait : - la perte de confiance du public risquant d entraîner un affaiblissement de la nouvelle organisation du secteur électrique, ainsi qu un abandon de l électricité au profit des autres énergies concurrentielles ; - la perte de confiance des partenaires électriciens étrangers, susceptible de remettre en cause la gestion des interconnexions ; - la remise en cause des professions. 19

23 La sûreté du Système : un enjeu déterminant pour tous les acteurs du système électrique SNCF - TGV Ville de Rouen Les interruptions de fourniture ont des impacts croissants sur la vie de notre société. 20

24 2 2.2 La sûreté du Système : les bases La sûreté du Système L enjeu de sûreté est donc, depuis longtemps, un enjeu déterminant pour l exploitant du Système. Il se trouve encore renforcé aujourd hui par les difficultés rencontrées pour implanter de nouveaux ouvrages de transport du fait de l accroissement des contraintes d environnement. Ceci oblige l exploitant du Système à utiliser le réseau existant toujours plus aux limites. Il est essentiel, dans ces conditions, de pouvoir garantir le niveau de sûreté si l on ne veut pas augmenter la probabilité d apparition d un incident de grande ampleur LES OBLIGATIONS C'est une évidence que de rappeler la place de plus en plus importante de l'électricité dans la vie courante de notre société ; en corollaire, les interruptions de fourniture ont des impacts croissants avec la durée et l'étendue géographique des coupures. Le spectre des conséquences est large, depuis la gêne locale jusqu à la paralysie de l'activité sur de larges zones du pays. Il est de la responsabilité de l'exploitant du Système, en liaison avec l'ensemble des utilisateurs du réseau, de maîtriser le risque de coupure généralisée. La mission de service public confiée au gestionnaire du réseau de transport d électricité (GRT) s accompagne d obligations qui sont, pour ce qui concerne la sûreté, définies dans la loi n du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l électricité, article 15 : "[ ] Le gestionnaire du réseau public de transport assure à tout instant l équilibre des flux d électricité sur le réseau, ainsi que la sécurité, la sûreté et l efficacité de ce réseau, en tenant compte des contraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille également au respect des règles relatives à l interconnexion des différents réseaux nationaux de transport d électricité. [ ]" 21

25 Rechercher en permanence la performance économique en garantissant la Sûreté de fonctionnement et la qualité de service RTE - Dispatching régional de Système Électrique Est 22

26 2 2.2 La sûreté du Système : les bases La sûreté du Système INTERACTIONS SÛRETÉ/ÉCONOMIE ET SÛRETÉ/QUALITÉ Si la sûreté constitue une priorité de l exploitant du Système, elle ne peut pas être assurée à n importe quel prix. En particulier : l'acceptabilité des réseaux électriques n'est concevable que si l énergie électrique est économiquement compétitive. Les investissements nécessaires pour la sûreté du Système doivent être cohérents avec le coût, la fréquence et la gravité des incidents qu ils permettent d éviter ; par ailleurs, par sa souplesse d'utilisation, l'électricité dispose d'un avantage concurrentiel déterminant, mais les usages modernes de l'électricité exigent aussi un produit de qualité, garanti en termes de temps de coupure, de forme de l'onde de tension et de courant. Là encore, les dispositions prises en exploitation pour garantir la sûreté doivent être compatibles avec les engagements contractuels pris sur la qualité de fourniture. 23

27 Échanges physiques d électricité en Europe en Les échanges physiques (qui suivent les lois de répartition des transits dans un réseau maillé) ne doivent pas être confondus avec les échanges commerciaux entre pays.

28 2 2.2 La sûreté du système : les bases La sûreté du système LES ENJEUX DE L OUVERTURE DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L ÉLECTRICITÉ Avec l ouverture du marché de l'électricité, le paysage des échanges d énergie effectués grâce au réseau de transport européen a sensiblement évolué et s est accompagné : - d un accroissement sensible des niveaux d échanges entre pays et d une diversification des types d échanges, - de l émergence de très nombreux nouveaux acteurs. C est un véritable enjeu pour les GRT que de savoir utiliser au mieux les interconnexions au service de la performance économique tout en assurant la sûreté, dans le respect de l équité d accès au réseau, face à des situations très variées et dans un contexte où les transferts d'énergie souhaités par les acteurs sont confrontés à des capacités qui ne sont pas illimitées. Pour faire face à l insuffisance de capacités transfrontalières, les GRT ont mis en place, en coordination avec les Régulateurs de l Énergie des pays concernés, divers mécanismes d'allocation de ces capacités de transfert : premier arrivé premier servi, enchères, attribution au prorata des demandes des utilisateurs ou encore "mécanisme coordonné". Les échanges d'énergie entre partenaires interconnectés ne sont pas le seul moyen par lequel les gestionnaires de réseaux de transport peuvent contribuer à l'ouverture du marché tout en assurant la sûreté de fonctionnement : le mécanisme retenu par RTE pour couvrir les pertes de transport sur le réseau français, par la mise en œuvre d'appels d'offres ouverts aux acteurs étrangers, en constitue un exemple. 25

29 Quatre familles d aléas 26

30 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté LES ALÉAS Le Système, de par sa nature, est en permanence soumis à différents aléas qui peuvent être regroupés en quatre familles. Les aléas de consommation Du fait du caractère non stockable de l énergie électrique, il faut assurer à tout instant l adaptation de l offre à la demande. Le Système est donc en quelque sorte piloté par la consommation. Reflet de l activité économique et sociale du pays, celle-ci présente un caractère globalement prévisible mais avec une marge aléatoire notable. Image agglomérée d un grand nombre de comportements individuels, elle se trouve influencée, même à court terme, par de multiples facteurs dont le principal est d origine météorologique : ainsi, en hiver ou en inter-saison, une baisse de température de 1 0 C se traduit par un surcroît de la consommation française pouvant atteindre MW, alors qu en été, lorsque la température dépasse 25 0 C, une hausse de 1 C de plus provoque une sur-consommation pouvant aller jusqu à 600 MW. D un autre côté, le développement d une formation nuageuse au-dessus de l agglomération parisienne entraîne une augmentation de plusieurs centaines de MW. Les aléas météorologiques Le système électrique, géographiquement étendu et en relation très forte avec l environnement (lignes aériennes, centrales hydrauliques, refroidissement des centrales thermiques,...) subit des événements d origine météorologique (foudre, tempête, givre, crue ou sécheresse, grand froid,...), souvent peu prévisibles et qui induisent des perturbations notables : courtscircuits, déclenchements de groupes de production,... Les pannes et les agressions extérieures Les composants du Système eux-mêmes, intégrant souvent des matériels de haute technologie travaillant dans des conditions industrielles sévères, ne sont pas à l abri de pannes (défaillances imprévisibles d équipements) ou d agressions extérieures (pelleteuses qui sectionnent les câbles, accidents d aéronefs ou de personnes,...). 27

31 Des fluctuations de consommation Des aléas météorologiques (foudre, tempête, givre, crue, grand froid, ) Des pannes et agressions extérieures Des erreurs humaines dans l exploitation et la maintenance Ces aléas imposent de se couvrir en constituant des marges 28

32 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté Certaines se traduisent par des conséquences immédiates (déclenchements d ouvrages), d autres peuvent rester cachées (pannes latentes) et se révéler inopinément lors d une sollicitation ; le système électrique affronte alors cette sollicitation dans une situation plus vulnérable. Les dysfonctionnements liés au facteur humain Le niveau de performance des composants du Système dépend, pour une large part, du facteur humain qui intervient à tous les niveaux, depuis la conception et la mise en œuvre des équipements (qualité des réalisations, rigueur des essais de mise en service,...) jusqu à leur exploitation (qualité de la maintenance, rigueur des interventions,...). Là encore, les conséquences peuvent être immédiates (cas du "défaut tournevis",...) ou se manifester lors d une sollicitation ultérieure (cas de l erreur de câblage ou du mauvais réglage, par exemple) LES MARGES DE SÉCURITÉ Pour maintenir un fonctionnement satisfaisant du Système malgré les aléas qui pèsent sur lui, des marges de sécurité sont prises systématiquement, depuis le développement jusqu à l exploitation. Typiquement, on dimensionne le Système pour qu il puisse résister à un certain nombre d événements répertoriés dans les règles de planification et d exploitation. Le respect de ces règles de sécurité conduit la plupart du temps à des surcoûts. Elles conduisent en effet à se ménager des marges dont la constitution coûte de façon certaine, alors que leur utilisation effective reste du domaine des probabilités et que la valorisation précise des coupures évitées est des plus délicates. Ainsi, par exemple, lorsqu on impose le démarrage d un groupe de production pour pouvoir faire face au déclenchement éventuel d un ouvrage, on consent une dépense certaine. En contrepartie, le gain -éviter par exemple une coupure de clientèle- est, lui, aléatoire. 29

33 30 La Sûreté pas à n importe quel prix

34 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté Malgré tout, il n est pas envisageable de se prémunir contre n importe quel type d aléa. Tout d abord parce qu on ne peut concevoir toutes les combinaisons de pannes ou d incidents susceptibles d intervenir sur un nombre aussi grand de composants ; ensuite, parce qu économiquement il ne peut être justifié de vouloir se prémunir (au sens de vouloir conserver un fonctionnement normal du Système) contre des aléas dont la probabilité d occurrence devient extrêmement faible (combinaison d aléas de faible probabilité chacun et indépendants). Pour des combinaisons d aléas particulièrement sévères mais très peu probables, on accepte donc que se produisent des dégradations du fonctionnement du Système conduisant à des répercussions sensibles sur la clientèle. La priorité est alors de conserver la maîtrise de l évolution des incidents afin de limiter leur ampleur finale. Dans les cas les plus graves, on accepte éventuellement de sacrifier une partie réduite du Système si cela permet d enrayer efficacement la dégradation. Compte tenu des enjeux associés à la sûreté du Système (cf ), la perspective d un incident de grande ampleur n est pas acceptable. L exploitation du Système doit donc être assurée de manière à réduire au maximum l occurrence d un tel événement. L observation du passé, tant en France qu à l étranger, montre que la probabilité d un événement majeur sur le Système -mise hors tension d une grande partie ou de la totalité du réseau français- peut être évaluée à 10-1 par an, c est-à-dire un événement majeur sur le Système tous les dix ans. Ce type d incident résulte, en général, de combinaisons défavorables d éléments : situations précaires dues, par exemple, à des marges insuffisantes ou déjà consommées, aléas multiples ou successifs sur des ouvrages de transport ou de production, dysfonctionnement de protections ou régulations, panne des systèmes de télécommunication et/ou de téléconduite. 31

35 Pour Assurer le fonctionnement normal du Système Limiter les incidents et éviter les grands incidents Limiter les conséquences des grands incidents il faut se protéger : des surcharges en cascade de l écroulement de tension de l écroulement de fréquence de la rupture de synchronisme 32

36 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté LES PHÉNOMÈNES À L ORIGINE DE LA DÉGRADATION DE LA SÛRETÉ La genèse d un incident de grande ampleur est toujours caractérisée par quelques phases de fonctionnement typiques liées à quatre grands phénomènes qui, indépendamment de leurs causes initiales, qui peuvent être multiples, se succèdent ou se conjuguent tout au long de l incident. Ces phénomènes sont : les surcharges en cascade, l écroulement de tension, l écroulement de fréquence, la rupture de synchronisme. Ils sont présentés ci-après, dans leur déroulement extrême. Les dispositions prises pour s en prémunir et/ou en limiter les conséquences seront analysées dans le 2.4 "La défense en profondeur du Système". 33

37 RTE - Lignes 400 kv La bonne estimation des reports de charge en cas d aléa N-1 / N-k est déterminante pour éviter les surcharges en cascade. 34

38 2 La sûreté du Système : les bases 2.3 Les modes de dégradation de la sûreté Les surcharges en cascade Le maintien d'intensités trop élevées dans un ouvrage conduit à des échauffements pouvant endommager des constituants de la liaison (ligne ou câble) elle-même. En outre, pour les lignes aériennes, l'échauffement des conducteurs induit aussi leur allongement : ils se rapprochent du sol, réduisant les distances d'isolement (risques d'amorçages) et créant des risques pour les personnes et les biens. Pour se prémunir contre ces risques, on utilise en France des protections dites de surcharge. Si la surcharge n'est pas levée avant un temps donné (20 minutes, par exemple, voire quelques dizaines de secondes, selon l'ampleur du dépassement constaté), I'ouvrage concerné déclenchera, par action de sa protection de surcharge. Le transit supporté auparavant par cet ouvrage va alors se reporter sur d'autres ouvrages, en fonction des impédances apparentes relatives. Selon la gravité des phénomènes, et tout particulièrement l'état de charge initial des ouvrages concernés, on conçoit que ce déclenchement puisse générer de nouvelles surcharges, de nouveaux déclenchements et, par reports de charge successifs, l'apparition d'un phénomène cumulatif, les nouvelles surcharges étant plus nombreuses et de plus en plus difficiles à lever dans les délais impartis. L'apparition initiale d'une (ou plusieurs) surcharge(s) peut être la conséquence de plusieurs types de situations ou d événements, en particulier : le déclenchement brutal d'ouvrages : perte(s) de ligne(s) (suite à l'apparition puis à l'élimination d'un court-circuit, action intempestive deprotection sans apparition de défaut,...), déclenchement de groupe de production, une évolution de la consommation incompatible avec les ouvrages disponibles à un moment donné, éventuellement combinée avec des valeurs de tension basses. 35

39 RTE - Transformateur THT/HT L action des régleurs en charge automatiques des transformateurs doit être bloquée dès l apparition du phénomène d écroulement de tension. 36

40 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté L écroulement de tension Outre son aspect contractuel vis-à-vis des clients, le contrôle de la tension en tout point du système électrique est nécessaire pour assurer un comportement correct des matériels, garantir le bon fonctionnement global du Système et éviter l apparition de phénomènes du type écroulement de tension. La tension est une grandeur locale, fortement influencée par les variations de consommation et les transits de puissance réactive (cf. annexe A.1.3). Celle-ci se transporte mal et au prix de chutes de tension importantes. La tension est donc réglée à partir de sources de puissance réactive (groupes, condensateurs, réactances, ) réparties sur le réseau. Pour une zone donnée, les sources de puissance réactive peuvent ne plus être suffisantes pour satisfaire les besoins à la suite, par exemple, d un événement du type déclenchement d'ouvrages de transport ou de groupes, évolution imprévue de la consommation. L importation de la puissance réactive manquante à partir des zones voisines provoque des chutes de tension importantes sur le réseau HTB. Sans autres dispositions, ceci se traduirait, au niveau des charges des clients, par le non respect des plages contractuelles de tension. Pour pallier cet inconvénient, des régleurs en charge automatiques, installés au niveau des transformateurs des réseaux alimentant la clientèle, permettent, normalement, de rattraper ces chutes de tension. Ceci a cependant pour conséquences de réduire l impédance du dipôle entre la source et la charge, d augmenter le courant et donc d abaisser un peu plus la tension de la zone au rythme des changements de prise des transformateurs. Si, en outre, l appel de puissance réactive de la zone dépasse les capacités de secours des zones voisines -qui sont par nature limitées- l appel de puissance réactive supplémentaire produit les mêmes effets sur les zones adjacentes et conduit à l'extension du phénomène. En deçà d un certain niveau bas de tension appelé tension critique, on se heurte à des problèmes de limite de puissance active transmissible. Ce qui conduit à l écroulement du plan de tension, si aucune mesure n est prise. 37

41 EDF - Groupe de production nucléaire de MW Le dimensionnement correct des réserves et une bonne mise en œuvre de celles-ci sont indispensables pour assurer à tout moment l équilibre production-consommation 38

42 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté L écroulement de fréquence La stabilité de la fréquence, sur un réseau électrique, traduit l équilibre entre la production et la consommation, c est-à-dire entre les forces motrices des centrales et le couple résistant que représentent les charges. Si la demande (la consommation) excède l offre (la production), le Système est en déséquilibre, la vitesse des machines et par voie de conséquence la fréquence du réseau baissent. A contrario, si c'est l offre qui est supérieure à la demande, le Système voit les groupes accélérer et la fréquence augmenter. Comme la consommation fluctue par nature, il est nécessaire d adapter, en permanence, le niveau de la production pour maintenir la fréquence à une valeur stable de référence : 50 Hz en Europe. La fréquence doit être tenue autour de cette valeur de référence, d une part parce qu une fréquence évoluant sans cesse rendrait l électricité inutilisable pour de multiples usages, d autre part, parce que la plupart des composants du Système sont optimisés et spécifiés pour fonctionner dans une plage de fréquence donnée. En dehors de cette plage de tolérance, des dysfonctionnements graves de matériels apparaissent (en particulier sur les dispositifs de régulation) et, si le déséquilibre est trop important, les groupes se séparent du réseau entraînant inévitablement l effondrement de tout ou partie du système électrique. Le phénomène d écroulement de fréquence est rapide. À titre d illustration, dans le cours de l incident du 19 décembre 1978 (cf. annexe 4), il a été constaté une dynamique de chute de fréquence de 3 Hz/s. En France, la plage admissible est de 50 Hz +/- 0,5 Hz. À partir de 49 Hz, des délestages automatiques de consommation interviennent, des baisses de fréquence de plusieurs Hz entraînent la séparation des groupes de production par action de leur protection à minimum de fréquence. 39

43 Protection de distance Le temps d élimination des courts-circuits est un paramètre déterminant vis-à-vis de la rupture de synchronisme. 40

44 2 2.3 La sûreté du Système : les bases Les modes de dégradation de la sûreté La rupture de synchronisme Sur un réseau non perturbé, tous les rotors des alternateurs tournent à la même vitesse électrique. On parle alors de fonctionnement synchrone et la vitesse commune définit la fréquence du système électrique. Ce synchronisme est dû à l existence d un lien élastique appelé "couple synchronisant" qui, au travers des grandeurs électriques, solidarise les générateurs entre eux. Tant que le couple moteur appliqué au rotor par la turbine et le couple résistant dû aux charges raccordées au stator ne s éloignent pas trop de l équilibre, le synchronisme est assuré par l action des régulateurs de tension et de vitesse. Le Système est stable. Dans certaines situations, comme par exemple lors d un court-circuit de durée excessive, le lien élastique qui solidarise les générateurs peut être rompu. Des glissements peuvent se produire entre les alternateurs qui ne tournent plus à la même vitesse. La fréquence du Système n a plus de sens précis. L onde de tension observée en chaque point du réseau résulte de la composition de sources de tension à des fréquences différentes ; il apparaît alors des battements de tension et de courant à l'origine de contraintes inacceptables sur les matériels : surintensités, surtensions, Le Système a perdu la stabilité. Sous l'action de leurs systèmes de protection, les ouvrages se séparent alors du réseau si aucune mesure n'est prise, ce qui conduit à la dislocation du Système. 41

45 La défense en profondeur du Système = une succession de lignes de défense qui relèvent de trois domaines Prévention/ Préparation Surveillance/ Action Parades ultimes 42

46 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur DÉFINITION Au cours d'un incident majeur, les différents phénomènes décrits au paragraphe précédent peuvent se succéder ou se conjuguer. La sûreté du Système repose sur la mise en œuvre de dispositions de natures diverses, adaptées à la dynamique de chaque phénomène et qui permettent de prévenir, détecter et traiter les dysfonctionnements pouvant conduire à son émergence et/ou d en contrôler l évolution. Ces dispositions, qui relèvent aussi bien du domaine du matériel, de l organisation que de la qualité du geste professionnel, sont appelées lignes de défense. La mise en œuvre de lignes de défense successives constitue le concept de défense en profondeur. Ce principe est d'application courante dans le domaine de la sûreté nucléaire comme dans la sûreté de fonctionnement de nombreux systèmes industriels complexes pour lesquels un haut niveau de sûreté est requis. La défense en profondeur du système électrique repose sur l articulation cohérente de lignes de défense successives, permettant d éviter ou de contrôler les principaux phénomènes pouvant conduire à son effondrement STRUCTURATION DES LIGNES DE DÉFENSE Les lignes de défense se rapportent à trois grands domaines complémentaires : la prévention/préparation, la surveillance/action, les parades ultimes. 43

47 Les Les lignes lignes de de défense défense du du niveau niveau : : Prévention/Préparation Prévention/Préparation Faire Faire en sorte en sorte que les que phénomènes les phénomènes redoutés ne ne s amorcent s amorcent pas pas 44

48 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur La Prévention/Préparation Il s'agit en premier lieu de faire en sorte que les phénomènes redoutés ne s amorcent pas. Dans ce domaine, les actions menées visent à : s assurer du maintien du niveau de fiabilité, de disponibilité et de performance des composants, de façon à ce qu ils rendent le service attendu et que le nombre d événements initiateurs soit minimisé ; c est tout le sens de la maintenance préventive sur les différents composants ; garantir une permanence quasi absolue de certaines fonctions vitales même en cas de défaillance des équipements qui les remplissent. Ceci est obtenu en recherchant pour ces dispositifs une redondance matérielle et fonctionnelle. C'est, par exemple, le cas pour les protections de lignes 400 kv ; garantir le bon déroulement des activités jugées à risque vis-à-vis de la sûreté par leur mise sous assurance qualité. C est tout l objet des projets socio-managériaux menés dans les années 1990 pour améliorer les réglages, la maintenance et la conduite, suivis d une démarche globale à RTE dans le domaine de la qualité. D autre part, il s agit de rendre le Système robuste face aux pertes de certains ouvrages consécutives à des défaillances et/ou à des aléas jugés probables et pris en compte dans le dimensionnement de l exploitation du Système. C'est ainsi que la règle du "N-k", appliquée au niveau de la préparation de l exploitation, permet d éviter que certains de ces défauts ou aléas ne placent le Système dans une situation qui pourrait conduire à un incident majeur. La règle du "N-k" définit, vis-à-vis des événements du type perte d ouvrages, le niveau de risque maximal acceptable pour la sûreté du Système et précise, pour un certain nombre d entre eux, les conséquences tolérées (cf. annexe A.1.4). 45

49 Les Les lignes lignes de de défense défense du du niveau niveau : Surveillance/Action Surveillance/Action Détecter Détecter et et corriger corriger les les écarts écarts Les Les lignes lignes de de défense défense du du niveau niveau : Parades Parades ultimes ultimes Maîtriser les régimes incidentels pour éviter la ruine du Système Préparer la reconstitution du Système après un incident de grande ampleur 46

50 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur Les dispositions prises concernent la robustesse des schémas d exploitation, la présence de groupes autres que ceux prévus pour l équilibre offre-demande, l enclenchement des moyens de compensation de la puissance réactive (condensateur ou réactance), la limitation de la puissance fournie par les groupes, La Surveillance/Action Ce domaine regroupe l ensemble des actions, automatiques (réglage primaire de tension, par exemple) ou manuelles (comme les actions de conduite des dispatchers), qui permettent de détecter les écarts sur certaines grandeurs caractéristiques du bon fonctionnement du Système et de déclencher le cas échéant les actions correctives appropriées visant à assurer la protection des matériels et la sûreté du Système. L objectif visé est avant tout d éviter la dégénérescence d incidents et/ou de défaillances, prises en compte dans le dimensionnement du Système, en incident de grande ampleur Les Parades ultimes Les actions relevant du niveau ultime sont celles qui visent d une part à maîtriser les régimes incidentels d'une certaine ampleur, caractérisés par les phénomènes décrits au 2.3, afin d éviter un écroulement total du réseau, d autre part, à placer le Système dans une situation facilitant sa reconstitution si cet événement se produit. Il s'agit d'actions de conduite exceptionnelles (délestage, par exemple). 47

51 Salle de commande de CNPE Salle de commande EDF - Gaz de France Distribution Dispatching régional Salle de commande de PCG/PEXI Salle de commande d un PHV La plupart des actions de sauvegarde passent par le relais des opérateurs de conduite des réseaux de transport et de distribution et des moyens de production. 48

52 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur ACTIONS DE SAUVEGARDE ET PLAN DE DÉFENSE Les lignes de défense des domaines "surveillance/action" et "parades ultimes" correspondent à des actions curatives dont la mise en œuvre est dictée par l urgence de la situation et le degré d affaiblissement du Système. Ceci justifie le caractère radical des mesures prises, au prix parfois d une certaine dégradation de la qualité de fourniture pour un nombre limité de clients. La philosophie adoptée, en particulier pour les situations extrêmes où l action tentée est souvent celle du dernier recours, repose sur le principe qu il est préférable de se séparer volontairement de certaines charges ou de certaines zones particulièrement affaiblies pour sauver le reste, plutôt que de tout perdre en laissant se dégrader le Système. On peut regrouper ces actions curatives en deux niveaux agissant à des échelles de temps différentes. Un premier niveau regroupe les actions destinées à contenir les phénomènes dont la dynamique est encore compatible avec une intervention humaine (diagnostic, prise de décision et action sur le Système). Ce sont les actions de sauvegarde ; elles relèvent des domaines "surveillance/action" et "parades ultimes". Elles regroupent les actions assurant l équilibre offre-demande comme la modification des programmes de groupes (passage rapide à la puissance de consigne maximale, baisse rapide), le délestage rapide de la clientèle, le télédélestage de secours, et celles destinées à maîtriser le plan de tension comme la surcharge réactive des groupes, le blocage des régleurs en charge des transformateurs, Pour augmenter leur rapidité d exécution, ces actions font l objet d ordres prédéfinis qui peuvent être envoyés par l intermédiaire d un système de transmission spécifique : le Système d Alerte et de Sauvegarde (SAS), à la disposition des opérateurs des dispatchings ; ces ordres peuvent être émis globalement sur une zone ou vers un ensemble d acteurs donnés. 49

53 EDF - CNPE de Flamanville - Groupe turboalternateur de MW La réussite de l îlotage automatique des groupes thermiques nucléaires et à flamme sur leurs auxiliaires conditionne la rapidité de la reconstitution du réseau et de la réalimentation de toute la clientèle. 50

54 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur Un deuxième niveau réunit les actions curatives destinées à contrer les phénomènes dont la rapidité d apparition et d évolution exclut toute possibilité d intervention humaine. Seuls des dispositifs automatiques peuvent alors assurer efficacement les actions curatives nécessaires. C est le plan de défense. Il constitue une véritable protection du Système dans son ensemble destinée à agir avant les protections propres de ses éléments les plus sensibles. Les actions menées relèvent toutes du domaine "parades ultimes". Le plan de défense comprend les actions suivantes : la séparation automatique des régions ayant perdu le synchronisme, le délestage automatique de consommation sur baisse de fréquence, le blocage automatique des régleurs en charge des transformateurs THT/HT (1) et HTB/HTA sur baisse de tension, l îlotage automatique des groupes thermiques nucléaires et à flamme sur leurs auxiliaires. Cet ensemble d actions de sauvegarde et de plan de défense est complété par le plan de reconstitution du réseau (cf. 2.5), dont l objectif est de favoriser une reconstitution maîtrisée et rapide des zones hors tension. (1) : Par habitude, on utilise encore quelquefois, dans cette version du Mémento Sûreté, les sigles HT et THT auxquels se substituent désormais respectivement HTB1 d une part, HTB2 et HTB3 d autre part (cf. lexique page 266). 51

55 Contre la cascade de surcharges La Prévention/Préparation Disposer d un plan de protection parfaitement coordonné Disposer de schémas d exploitation robustes Définir des parades préventives ou curatives La Surveillance/Action Surveiller les transits en N sur les liaisons fortement chargées et l absence de contraintes inadmissibles sur report de charge en N-k Lever les surcharges d ouvrages par manœuvre sur le réseau ou par action sur les groupes de production Les Parades ultimes Délester volontairement la clientèle 52

56 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur LA DÉFENSE EN PROFONDEUR APPLIQUÉE AUX PHÉNOMÈNES REDOUTÉS Pour chacun des phénomènes susceptibles de conduire à l écroulement du Système, les lignes de défense s articulent comme suit Lignes de défense relatives aux surcharges en cascade a) La prévention/préparation En premier lieu, il est essentiel de disposer d un plan de protection parfaitement coordonné et suffisamment sélectif pour ne déclencher, lors d un court-circuit, que les ouvrages nécessaires à l élimination du défaut. Pour les lignes, le bon fonctionnement de la fonction réenclencheur est particulièrement déterminant puisqu il permet la remise en service automatique des ouvrages après quelques secondes, lorsque les défauts sont fugitifs. Ensuite, il faut disposer, en temps réel, de schémas d exploitation suffisamment "robustes" pour éviter l émergence du phénomène. Ceci est obtenu en appliquant la règle du "N-k" aux différents stades de la préparation de l exploitation et de la conduite du Système, de manière à garantir que, pour un certain nombre d incidents dits "incidents probables de référence", le niveau des conséquences reste en deçà d un seuil prédéfini. Les incidents probables de référence sont la perte d une ligne simple, la perte d une ligne double, la perte d un ou deux groupes de MW et la perte d un tronçon de barres. Les dispositions prises concernent les schémas d exploitation et le plan de démarrage des groupes. b) La surveillance/action Il s agit à ce stade de mener les actions de conduite appropriées permettant de lever les surcharges d ouvrages apparues avant arrivée à échéance de leur temporisation de déclenchement, par manœuvre sur le réseau ou par action sur les groupes de production (les protections de surcharge génèrent une alarme qui est rapatriée vers les dispatchings). 53

57 Contre l écroulement de tension La Prévention/Préparation Bien dimensionner les moyens de compensation de la puissance réactive ; Disposer de sources de puissance réactive répondant avec la performance attendue et placées près des lieux de consommation ; Pouvoir mobiliser efficacement les réserves de puissance réactive grâce à des dispositifs de réglage fiables et opérationnels. La Surveillance/Action Contrôler et maîtriser, en temps réel, le plan de tension grâce aux actions automatiques (réglages primaire et secondaire) et manuelles (réglage tertiaire). Les Parades ultimes Alerte à la tension Démarrage des TAC Blocage des régleurs en charge Baisse de 5 % de la tension HTA Surcharges réactives des groupes Télédélestage de secours, voire mise hors service des transformateurs ou autotransformateurs, 54

58 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur c) Les parades ultimes Lorsque les manœuvres de report s avèrent insuffisantes pour juguler les surcharges en cours, l action ultime consiste à délester volontairement de la clientèle ou de la production Lignes de défense relatives à l écroulement de tension a) La prévention/préparation Il s agit de : 1) bien dimensionner les moyens de compensation de l énergie réactive et les ouvrages du réseau, afin de disposer des réserves nécessaires et suffisantes et de pouvoir les acheminer ; 2) disposer de sources de puissance réactive capables, en cas de besoin, de fournir celle-ci avec le niveau de performance attendu. Les dispositions prises concernent les plans de démarrage des groupes sous l angle de leur capacité de production réactive, l enclenchement des moyens de compensation du réseau (condensateurs et/ou réactances), l utilisation des compensateurs synchrones et autres dispositifs ; 3) pouvoir mobiliser de manière efficace les réserves de puissance réactive ainsi constituées ; ce qui suppose de disposer de systèmes de réglage de la tension (secondaire et tertiaire) fiables et opérationnels, ainsi que de dispositifs de commande des moyens de compensation performants. b) La surveillance/action Elle consiste essentiellement à surveiller et maîtriser le plan de tension en régime normal. Le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par une succession de trois niveaux de commande ayant des constantes de temps échelonnées et permettant de mobiliser les réserves réactives sur des zones de plus en plus étendues : 55

59 EDF - Turbine à combustion de Gennevilliers Les TAC, par leur possibilité de démarrage rapide, permettent de disposer rapidement d un apport en puissance réactive. 56

60 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur le réglage primaire, qui mobilise la réserve réactive des groupes les plus proches de la perturbation, sous l action de leur régulateur primaire de tension à partir des variations de tension observées au stator, de façon à maintenir cette tension égale à la valeur de consigne affichée ; le réglage secondaire de tension (RST), qui mobilise les réserves réactives de l ensemble des groupes et des condensateurs par zones électriquement homogènes du point de vue du comportement en tension. Ces zones sont appelées "zones du réglage secondaire de tension". Le RST vise à maintenir constante la tension en un point central représentatif de la tension de la zone dit "point pilote" ; le réglage tertiaire de tension, qui est manuel. Il s agit de l ensemble des actions commandées par les opérateurs des dispatchings pour coordonner le plan de tension entre les différentes zones de réglage secondaire. Ces commandes concernent les modifications de la tension de consigne des points pilotes, les ordres d'enclenchement ou de déclenchement de moyens de compensation. Il peut aussi s agir de démarrages de groupes ou de modifications de la topologie du réseau. c) Les parades ultimes Elles visent à maîtriser l évolution du plan de tension en régime incidentel lorsque le phénomène d écroulement de tension s amorce, en agissant sur les charges par : - le blocage des régleurs en charge des transformateurs THT/HT et HTB/HTA dès que la tension atteint une valeur critique en certains points du réseau (l évolution de la chute de tension peut être rapide : de l ordre de 10 à 20 kv/mn) ; - la baisse de 5 % du niveau de tension HTA. Ces actions sont relayées, le cas échéant, par des interventions "énergiques", commandées par les opérateurs des dispatchings, sur les moyens de production ou la consommation : - utilisation des surcharges réactives sur les groupes, - démarrage de moyens rapides de production, tels les TAC, - et, en dernier recours, activation du télédélestage de secours voire mise hors service des transformateurs THT/HT ou des autotransformateurs 400/225 kv. 57

61 Contre l écroulement de fréquence La Prévention/Préparation Disposer d une prévision de consommation précise et fiable Disposer d un plan de production capable de couvrir la prévision de consommation et les échanges avec une marge suffisante Disposer des réserves de puissance nécessaires et pouvoir les mobiliser de manière efficace La Surveillance/Action S assurer de la disponibilité effective en temps réel des réserves de puissance constituées Contrôler la fréquence en régime normal grâce aux actions automatiques (réglages primaire et secondaire fréquence/puissance) et manuelles (réglage tertiaire) Les Parades ultimes Passage à P max des groupes en service Délestage rapide de clientèle Télédélestage de secours Délestage fréquencemétrique (système automatique) 58

62 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur Lignes de défense relatives à l écroulement de fréquence a) La prévention/préparation Les actions engagées à ce niveau visent à mettre à disposition des dispatchings les moyens de maîtriser l équilibre offre/demande ; il s agit : de disposer d une prévision de consommation(niveau de consommation à la pointe, forme de courbe de charge,...) et d une prévision d échanges transfrontaliers ; de disposer d un plan global de production capable de couvrir la prévision de consommation et les échanges, avec une marge suffisante pour faire face aux différents aléas qui peuvent affecter l équilibre offre/demande : perte de groupes de production, écart entre prévision de consommation et réalisation,... Ceci est obtenu en constituant des réserves de puissance mobilisables soit par le biais d automatismes (réserves primaire et secondaire) soit par l action des opérateurs (réserve tertiaire) (cf. annexe A.1.2) ; de pouvoir mobiliser dans les différents délais requis ces réserves de puissance. b) La surveillance/action Il faut vérifier régulièrement en temps réel la disponibilité effective des réserves de puissance constituées. Les actions engagées visent à maintenir la fréquence en régime normal, par mobilisations successives des différentes réserves selon des constantes de temps échelonnées (cf. annexe A.1.2). Chaque niveau de réserve permet de reconstituer les réserves du niveau précédent. Ces trois niveaux de réserve sont gérés et reconstitués par les réglages automatiques primaire et secondaire fréquence/puissance et le réglage tertiaire placé sous le contrôle des dispatchers. Le réglage primaire a pour objectif d assurer le rétablissement rapide (quelques secondes) de l équilibre offre/demande. C'est un réglage local, assuré par le régulateur de vitesse de chaque groupe asservi, 59

63 EDF - CNPE de Saint-Alban Vis-à-vis de l écroulement de fréquence, la performance des groupes est déterminante : participation au réglage primaire de fréquence et au réglage secondaire fréquence/puissance, capacité de passage à P max, 60

64 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur qui agit directement sur les organes d admission du fluide moteur à la turbine. En fin d action, la nouvelle situation d équilibre se traduit par un écart de fréquence et des échanges aux frontières différents de leur valeur programmée. Le réglage secondaire a pour but de ramener la fréquence à la fréquence de référence (50 Hz en général, ou Hz en cas de "rattrapage horaire") et les échanges transfrontaliers à leurs valeurs programmées. Cet objectif est atteint en modifiant la puissance de consigne des groupes asservis au réglage secondaire fréquence/puissance à l aide d un signal calculé de manière centralisée au dispatching national. Le réglage tertiaire consiste à recaler, par activation d offres d ajustement (cf. annexe A.1.5.2), les programmes de production sur certains groupes afin de reconstituer la réserve secondaire, voire une partie de la réserve primaire lorsque celle-ci est entamée, pour se prémunir d un nouvel aléa. Les actions correspondantes sont totalement sous le contrôle des opérateurs de conduite des dispatchings. c) Les parades ultimes Dans les situations où les actions normales de conduite ne permettent plus de maîtriser la fréquence, des actions exceptionnelles de conduite sont engagées : sur la production : passage à Pmax, sur les charges : délestage rapide de clientèle, télédélestage de secours. Si les lignes de défense précédentes sont contournées lors d un aléa dépassant la réserve primaire disponible sur le réseau interconnecté ou éventuellement sur les sous-réseaux qui peuvent se constituer en cas d un incident important, la dernière ligne de défense est constituée par le délestage fréquencemétrique. Il s agit d un délestage opéré automatiquement, sur un critère de seuil de fréquence, et sélectivement sur les départs distribution HTA des postes sources et sur les installations non prioritaires des clients raccordés au RPT. Les seuils de délestage sont fixés comme suit : 49 Hz, 48.5 Hz, 48 Hz et 47.5 Hz. À chaque seuil est associé un échelon de délestage. Pour la distribution, le volume de chaque échelon doit correspondre à 20 % de la consommation totale. 61

65 Contre la rupture de synchronisme La Prévention/Préparation Disposer, sur les groupes, de systèmes de régulation de tension et de vitesse opérationnels et correctement réglés Disposer d un plan de protection suffisamment performant Éviter les topologies de réseau propices au développement du phénomène La Surveillance/Action Contrôler l accélération des groupes par l action automatique des régulateurs de vitesse et des accéléromètres à seuil Les Parades ultimes Décomposer tout ou partie du réseau de manière automatique 62

66 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur Lignes de défense relatives à la rupture de synchronisme a) La prévention/préparation Il s agit de disposer de marges de stabilité suffisantes, ce qui implique : de disposer de systèmes de régulation de tension et de vitesse opérationnels et correctement réglés, capables de maintenir la stabilité des groupes lors des sollicitations ; de disposer d'un plan de protection du réseau suffisamment performant pour ne pas solliciter, par des éliminations trop tardives de courts-circuits, les dispositifs de régulation de tension et de vitesse des groupes au delà de leurs possibilités. Vis-à-vis des groupes thermiques classiques et nucléaires, le niveau de performance attendu de ce plan de protection doit garantir le maintien de la stabilité quel que soit le type de défaut : défaut monophasé ou triphasé, avec ou sans réenclenchement, sur une ligne ou un jeu de barres ; d exploiter le système électrique de manière à ne jamais se trouver, naturellement ou suite à des manœuvres ou déclenchements, dans une topologie propice au développement du phénomène : cas des antennes longues, par exemple. Ceci est assuré par l application de la règle du "N-k" au niveau de la préparation de l'exploitation et de la conduite du Système. Dans le domaine de la stabilité, cette règle consiste à s assurer que le Système reste stable sur perte d ouvrage liée à un défaut correctement éliminé par le système de protection. Les dispositions prises concernent la robustesse des schémas d'exploitation, des limitations sur la puissance active fournie par les groupes, ou un niveau minimal de fourniture de puissance réactive et de tension à respecter. b) La surveillance/action Les actions correctives engagées visent essentiellement à contrer l accélération des groupes lors de l apparition d un court-circuit, en annulant le couple moteur appliqué au rotor ; ce qui est assuré par le régulateur de vitesse qui commande, lors de perturbations importantes, la fermeture rapide des organes d admission de la turbine, ainsi que par le fonctionnement de l accéléromètre à seuil (groupes thermiques). 63

67 DÉCOUPAGE DECOUPAGE 2ème 2e BATTEMENT DÉCOUPAGE DECOUPAGE 3ème 3e BATTEMENT DÉCOUPAGE DECOUPAGE 4ème 4e BATTEMENT Carte des zones DRS en 2004 Débouclage sur Rupture de Synchronisme (DRS) 64

68 2 2.4 La sûreté du Système : les bases La défense en profondeur c) Les parades ultimes Lorsque le synchronisme entre les groupes de production est perdu, le principe de défense consiste à découper tout ou partie du réseau de manière automatique, de façon à séparer rapidement du réseau général restant sain, la région ou le groupe de régions électriques siège d une rupture de synchronisme. Ceci est réalisé sur la base d'équipements locaux dénommés protections de Débouclage en cas de Rupture de Synchronisme (DRS), qui détectent les battements et les creux de tension caractéristiques du phénomène. Ces dispositifs sont installés selon le plan DRS, qui est régulièrement mis à jour, sur un certain nombre de lignes 400 et 225 kv assurant un lien électrique entre les différentes zones dont les groupes ont de fortes chances d avoir un comportement dynamique homogène en cas de perte de synchronisme. Comme l action de découpage automatique conduit en général à rompre localement l équilibre entre production et consommation, des actions automatiques par les relais de délestage fréquencemétrique de la charge peuvent être nécessaires pour rétablir l équilibre dans les zones déficitaires. Après découpage, si sur une zone donnée le retour à un régime stable ne peut être obtenu, les groupes thermiques s îlotent automatiquement sur leurs auxiliaires de façon à être en mesure de procéder à la reprise de service plus rapidement. Le principe de base est, d'une part, de ne pas les découpler trop tôt pour laisser le temps au Système de se stabiliser par l action des régulations, d'autre part, de ne pas les découpler trop tard afin de ne pas solliciter les ouvrages au-delà de leurs limites de dimensionnement ; ceci suppose une parfaite coordination des dispositifs de protection côté groupes et côté réseau. 65

69 66 Lors des incidents de grande ampleur, des durées de coupure importantes peuvent être observées.

70 2 2.5 La sûreté du Système : les bases La reconstitution du réseau ENJEUX POUR LE SYSTÈME ET LES UTILISATEURS DU RÉSEAU Une conjonction exceptionnelle d événements défavorables peut conduire, malgré la mise en œuvre par RTE de tous les moyens d actions à sa disposition, y compris les actions de sauvegarde et de défense, à un effondrement total du réseau d une région, de l ensemble du pays voire au-delà. RTE doit alors rétablir un fonctionnement normal du Système (action de "reconstitution du réseau") avec les objectifs d agir : au plus vite, de façon à limiter le plus possible dans le temps l impact du black out sur la vie sociale et économique du pays, mais aussi de façon maîtrisée, dans le respect de la sécurité des personnes et des biens et en évitant en particulier tout nouvel écroulement du réseau, particulièrement fragile durant la phase de reconstitution. Un second effondrement, comme l a connu la France le 19 décembre 1978, peut conduire en effet à la mise hors tension de zones non atteintes par le premier incident et allonger sensiblement le délai de réalimentation de la consommation coupée. Le parc de production français est caractérisé par le poids prépondérant de la production nucléaire, avec ses contraintes et performances propres ; cette caractéristique a les conséquences suivantes : la stratégie de RTE pour reconstituer tout ou partie du réseau après un incident généralisé, en l absence de tout secours possible à partir d un réseau puissant (France ou étranger) resté sous tension, repose essentiellement sur les groupes nucléaires îlotés ; la disponibilité à terme des groupes thermiques déclenchés (en particulier nucléaires), indispensable à la réalimentation totale des consommateurs, dépend de la rapidité de réalimentation de leurs auxiliaires de marche ; des contraintes éventuelles peuvent nécessiter un renvoi de tension rapide vers les auxiliaires des tranches nucléaires qui en feraient la demande. Les actions à mener lors d un incident généralisé sont : la préparation du réseau et le diagnostic de la situation, la reconstitution du réseau à partir d ossatures régionales, si nécessaire, le renvoi de tension vers les tranches nucléaires. 67

71 Lors d un manque de tension généralisé, un diagnostic précis de la situation est indispensable avant d engager la reconstitution du réseau. RTE - Dispatching régional de Système Élecrique Nord-Est (SENE) 68

72 2 2.5 La sûreté du Système : les bases La reconstitution du réseau PRÉPARATION DU RÉSEAU ET DIAGNOSTIC Dès l apparition du manque de tension, le réseau doit être préparé pour que les actions nécessaires puissent être effectuées dans de bonnes conditions. Il s agit en particulier : d éviter les problèmes de surtension lors de la remise sous tension ultérieure de portions de réseaux, en veillant à ne pas laisser d un seul tenant de grandes files de lignes ou de câbles ; de préparer une reprise maîtrisée de la charge par la création de poches de consommation calculées de façon à être compatibles avec les possibilités de reprise de charge sur un seul groupe de production (environ 50 MW pour un groupe de 900 MW). À cette fin, lors de la disparition de la tension un découpage automatique du réseau est assuré par des automates spécifiques, dits "automates à manque de tension" (AMU) ; il est complété si nécessaire par des actions des opérateurs. L ensemble des dispositions relatives à la localisation des automates et au découpage en poches de consommation de l ordre de 50 MW est appelé "plan AMU". Lors d un manque de tension généralisé, le dispatching national réalise, en liaison étroite avec les dispatchings régionaux, un diagnostic aussi précis que possible de la situation (zones hors tension, zones encore "saines" sur les plans fréquence et tension, groupes îlotés, besoin éventuel de renvoi de tension vers des tranches nucléaires). Sur cette base, il définit la stratégie générale de la reprise de service : reprise à partir du réseau français resté sain ou/et reprise à partir des réseaux étrangers, ou mise en œuvre de la reconstitution par ossatures régionales. La pertinence et la rapidité du diagnostic (et, par incidence, de la reprise de service) reposent fortement sur les téléinformations remontées du terrain (postes transport et installations des utilisateurs du réseau) par le système de téléconduite, dont la fiabilité est alors essentielle. 69

73 70 Carte des ossatures régionales

74 2 2.5 La sûreté du Système : les bases La reconstitution du réseau Les unités régionales de l exploitation du Système ont la responsabilité du maintien opérationnel du plan AMU (adaptation du découpage aux évolutions structurelles du réseau, compatibilité avec les scénarios de renvoi de tension, vérification du bon positionnement des automates) RECONSTITUTION DU RÉSEAU PAR OSSATURES RÉGIONALES L objectif de la reconstitution du réseau est de réalimenter dans les meilleurs délais possibles les clients prioritaires, puis progressivement la totalité de la clientèle, en assurant l alimentation des sources électriques des moyens de production qui ont déclenché en vue de leur participation au plus tôt à la reconstitution du réseau. Si un réseau suffisamment puissant est disponible, la reprise de service est engagée à partir de celui-ci. Sinon, ou en complément (si cela permet d accélérer le reprise de service dans les zones éloignées dudit réseau puissant), RTE entreprend la reconstitution du réseau par ossatures régionales. Le principe repose sur la constitution, effectuée de manière indépendante et simultanée dans chacune des sept régions, de structures 400 kv prédéterminées appelées ossatures régionales. Ces structures sont conçues de façon à relier, à l'échelle de chaque plaque régionale, les unités nucléaires et quelques grands sites de production hydrauliques aux postes d alimentation des zones de consommation importantes. Sous le pilotage du dispatching régional, chaque structure régionale est remise sous tension pas à pas au moyen des groupes nucléaires qui se sont îlotés et en reprenant, si nécessaire, des "poches de consommation" préétablies. La taille de ces poches doit être suffisante pour assurer la maîtrise de la tension tant en régime permanent qu en régime transitoire, tout en restant compatible avec la capacité de reprise de charge des groupes connectés à l ossature. 71

75 EDF - Centrale hydroélectrique de Montézic Grâce à leur aptitude au renvoi à tension progressive, les groupes hydrauliques peuvent être utilisés comme groupes sources pour la remise sous tension des ossatures ou les scénarios de renvoi de tension. 72

76 2 2.5 La sûreté du Système : les bases La reconstitution du réseau Ces structures régionales ainsi constituées, après reprise partielle éventuelle de charge (réalimentation rapide des clients prioritaires notamment), sont alors couplées entre elles ou/et avec les réseaux étrangers à l initiative du dispatching national. Ensuite, la reprise de la consommation est poursuivie en fonction de la disponibilité offerte par les groupes recouplés et, le cas échéant, d importations mises en place avec les GRT étrangers. La faisabilité des ossatures est étroitement liée au taux de réussite des îlotages des groupes thermiques SCÉNARIOS DE RENVOI DE TENSION Les groupes nucléaires sont soumis à des règles précises relatives à l alimentation électrique de leurs auxiliaires. Ces règles exigent une réalimentation rapide d a minima une des deux sources externes d alimentation des auxiliaires d une tranche déclenchée en cas d indisponibilité d au moins une de ses sources internes. En situation d incident généralisé, RTE est donc susceptible de mettre des éléments du RPT à disposition pour permettre à des tranches nucléaires qui le solliciteraient, de recevoir la tension soit à partir d un réseau "fort" en France ou depuis l étranger soit, si ce n est pas possible, de la part d un autre groupe. L ensemble "groupe source - éléments du RPT - groupe cible" constitue une file de renvoi de tension ; l ensemble des opérations de mise en œuvre d une file est appelé "scénario de renvoi de tension". Pour chaque site, il existe plusieurs scénarios. Un groupe nucléaire demandant la mise en œuvre d un renvoi de tension transmet une téléinformation spécifique au dispatching régional. RTE choisit le scénario le mieux adapté et le plus rapide de mise en œuvre. Le groupe source de la file est alors sollicité selon les instructions de RTE pour la remise sous tension de la file de renvoi puis la reprise des auxiliaires du groupe demandeur. 73

77 EDF - CNPE de Civaux L aptitude à la réussite et à la tenue de l îlotage des tranches thermiques est vérifiée régulièrement par leurs exploitants. 74

78 2 2.5 La sûreté du Système : les bases La reconstitution du réseau MISE EN PLACE ET MAINTIEN EN CONDITIONS OPÉRATIONNELLES DU PLAN DE RECONSTITUTION DU RÉSEAU La reconstitution du réseau repose sur une succession d opérations complexes et délicates qu'il convient d avoir étudiées et préparées. Les différentes actions à mener en pareille circonstance, avec leur enchaînement, sont décrites dans un "plan de reconstitution du réseau" qui fixe la stratégie à suivre, les dispositions à mettre en œuvre, les matériels à installer ou configurer, les performances attendues de ceux-ci et les responsabilités respectives des différents intervenants. Ce plan est complété par tous les acteurs concernés (RTE et utilisateurs raccordés au RPT) par la rédaction de consignes opératoires et la mise en place des actions de formation correspondantes. Le Plan de Reconstitution du Réseau précise les principales étapes à mettre en œuvre pour la reconstitution du réseau. Les exploitants du Système s assurent en permanence, en relation avec les autres acteurs, du caractère opérationnel du plan de reconstitution du réseau : suivi des performances des équipements qui y participent, mise à jour régulière des consignes, Les scénarios de renvoi de tension sont étudiés, simulés et validés par des essais avant d être déclarés opérationnels. Leur disponibilité est vérifiée régulièrement en exploitation. L aptitude à la réussite et à la tenue de l îlotage des groupes thermiques est vérifiée régulièrement par les producteurs. RTE organise périodiquement des enquêtes auprès des distributeurs et des consommateurs pour s assurer du caractère opérationnel du plan de délestage. 75

79 L enjeu de la sûreté du Système : éviter l incident généralisé PSA - Usine de Poissy Un incident généralisé conduirait à des répercussions importantes sur la production industrielle fortement dépendante du maintien de l alimentation électrique. 76

80 2 Résumé La sûreté du système : les bases RÉSUMÉ SUR LA SÛRETÉ DU SYSTÈME Garantir la sûreté de fonctionnement du système électrique, c'est : assurer le fonctionnement normal du Système, limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents, limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent. La sûreté du Système repose sur la notion de défense en profondeur assurée par la mise en œuvre de dispositions de natures diverses : les lignes de défense qui relèvent des domaines technique, humain ou de l'organisation. Ces mesures prises en termes de Prévention/Préparation, Surveillance/Action, Parades ultimes visent à éviter ou à maîtriser les quatre grands phénomènes de dégradation de la sûreté que sont : les surcharges en cascade, l'écroulement de tension, l'écroulement de fréquence, la rupture de synchronisme. Tout affaiblissement d'une ligne de défense réduit la sûreté du Système. 77

81 RTE - Poste 225 kv Comme dans tout système, les performances unitaires des composants influent sur celles de l ensemble. 78

82 3 Les dispositions prises dans le le domaine matériel pour garantir la la sûreté du Système 3.1 Les critères de structuration du système électrique 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport Les ouvrages de production Les ouvrages de transport : les postes 3.3 Les protections et les automates d exploitation 3.4 Les réglages automatiques de la fréquence et de la tension 3.5 Le système de téléconduite 79

83 La complexité du Système, très maillé, impose une priorité : la réduction des modes communs. RTE - Poste 225 kv sous enveloppe métallique (PSEM) Les postes constituent un risque de mode commun fort pour la sûreté. Des dispositions constructives et d exploitation sont prises pour limiter ce risque. 80

84 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.1 Les critères de structuration du système électrique Très en amont, la recherche d'équilibres production-consommation dans des zones électriquement homogènes est un élément fondamental pour préserver l'intégrité du réseau en cas de grandes perturbations. La séparation des fonctions d'interconnexion et de répartition simplifie l observabilité et le contrôle des interactions entre niveaux de tension pour les opérateurs de conduite et facilite les stratégies de résolution des incidents. Le maillage du réseau d'interconnexion (français et européen) est un élément favorable pour améliorer la sûreté de fonctionnement vis-à-vis des aléas courants sur les ouvrages de transport ou sur la production. Le contrôle de ce système et en particulier la prévention des grands incidents suppose des échanges de données et une concertation approfondie entre dispatchings des réseaux interconnectés. Au niveau des composants, outre la réduction du taux de défaillance unitaire, la réduction des modes communs doit constituer une priorité. Les postes demandent, de ce point de vue, une attention particulière puisqu'ils constituent un point de convergence pour les lignes dont il faut éviter la mise hors tension simultanée. Des dispositions constructives sont prises -comme, par exemple, l'augmentation du nombre de jeux de barres et de sommets- pour réduire l'impact des défauts en exploitation. Par ailleurs, des règles simples en matière d exploitation -comme le quinconçage des arrivées de lignes- permettent d éviter que des ouvrages allant dans la même direction soient raccordés sur un même sommet électrique et risquent d être mis hors tension simultanément. L'action sur les lignes de transport elles-mêmes est plus délicate ; la sûreté demande d'éviter les structures trop complexes ("piquages" en ligne, par exemple), mais les contraintes d'encombrement et d'environnement peuvent jouer en sens inverse et conduire, par exemple, à construire des lignes multiples sur supports communs. 81

85 L obstruction des prises d eau des centrales nucléaires et thermiques classiques constitue un mode commun vis-à-vis de la perte de plusieurs groupes. EDF - CNPE de Gravelines Des dispositions spécifiques ont été prises à Gravelines pour éviter que le bouchage des prises d eau par les groseilles de mer n entraîne la perte du site. 82

86 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.1 Les critères de structuration du système électrique Les sites de production représentent aussi un enjeu important. L'augmentation de la taille des groupes et des sites, résultat d une recherche d optimum technico-économique, nécessite de prendre en compte un impact plus grand en cas d aléa. L'adoption de bons schémas électriques pour le raccordement des centrales au réseau et l'alimentation de leurs auxiliaires est un élément important pour la sûreté du Système. Cependant, les modes communs ne sont pas tous contrôlables par la seule action sur les structures électriques (température des sources froides, groseilles de mer, algues, contraintes d'environnement). Enfin, les méthodes de développement du réseau sont déterminantes en matière de sûreté puisqu'elles orientent les décisions d'investissement. 83

87 EDF - Intervention au CPT du Havre Connaître et garantir les performances des composants dont ils ont la charge : un enjeu pour chacun des métiers concourant à la sûreté du système électrique. 84

88 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport Comme dans tout système, les performances unitaires des composants influent sur celles de l'ensemble. Cependant, la notion de performance propre à chaque composant doit être maniée avec prudence, car l'accroissement de la sûreté de chacun des composants (centrales, lignes, postes) n'entraîne pas forcément un accroissement de la sûreté de fonctionnement de l'ensemble. Tout dépend de l'usage que l'on fait du progrès (une voiture qui a de meilleurs freins n'accroît pas la sécurité de la conduite si l'on s'en sert pour rouler plus vite). C'est le problème de la conduite aux limites. La définition des performances d'un composant doit se faire en tenant compte de ses interactions avec le reste du Système et des conditions d'exploitation actuelles, mais aussi des conditions d'exploitation à long terme pour que le composant réponde aux besoins tout au long de sa durée de vie LES OUVRAGES DE PRODUCTION Une bonne insertion des groupes de production dans le système électrique est essentielle. Elle doit permettre de tirer du moyen de production les meilleures performances et assurer la sûreté du Système. Les principales performances ont été déterminées à partir d'un catalogue de situations dites "de référence" qui permettent de décrire les différents modes de fonctionnement attendus du groupe raccordé au Système. Ces situations sont au nombre d une centaine. 85

89 EDF - Station de transfert d énergie par pompage (STEP) de Grand-Maison Les centrales hydrauliques sont essentielles à la sûreté du système électrique de par leurs performances spécifiques : rapidité de couplage, capacité à monter rapidement en charge et à s arrêter. 86

90 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport Les principales performances spécifiées vis-à-vis du système électrique peuvent être analysées suivant deux axes : Le comportement des moyens de production en régime normal Il est caractérisé par trois domaines : le dimensionnement général de l installation Les caractéristiques concernées sont : - sa puissance unitaire, - ses domaines de fonctionnement en fréquence et en tension, - son apport maximal de puissance de court-circuit, - ses capacités de surcharge temporaire en actif et en réactif, - ses possibilités au minimum technique. l'adaptation de la production à la consommation en actif Les caractéristiques visées sont celles qui ont une incidence sur la capacité du Système à faire face à un déséquilibre transitoire ou prolongé entre la production programmée et la demande. Les performances que l'on cherche à déterminer sont celles relatives : - aux réglages primaire et secondaire fréquence-puissance (volume de réserve, gradient, disponibilité) ; - à la capacité de modulation des groupes, c'est-à-dire leur aptitude à effectuer des variations de la puissance active programmées qui sont nécessaires pour suivre les variations journalières de la courbe de charge nationale ou des échanges avec l étranger. Les principales performances concernées par ce dernier point sont : le minimum technique auquel la tranche peut fonctionner, la vitesse de variation de puissance possible, l'amplitude de la variation, le nombre de variations et la durée des paliers de puissance entre deux variations ; - au comportement des tranches vis-à-vis des gradients de variation de charge (aptitude à la baisse d urgence, au passage à Pmax,...). 87

91 La performance des moyens de production est définie suivant deux axes : En régime normal En régime exceptionnel Dimensionnement général de l installation Tenue des groupes en présence de perturbations Adaptation de la production à la consommation en actif Adaptation de la production à la consommation en réactif Stabilité des groupes face aux aléas de faible amplitude Aptitude à l îlotage Fonctionnement en réseau séparé Comportement lors d une reconstitution de réseau 88

92 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport l'adaptation de la production à la consommation en réactif Les groupes de production jouent un rôle fondamental dans le réglage et la tenue de la tension du système électrique ; ils constituent des points à tension tenue autour desquels s'articule le plan de tension en fonction des transits de puissances active et surtout réactive sur le réseau. Ces transits résultent des charges appelées, du plan de production, des échanges avec l étranger, de la topologie du réseau et des moyens de compensation en service. Pour assurer ce rôle, les groupes doivent disposer de performances suffisantes en termes de : - capacité de fourniture ou d'absorption de puissance réactive. Celle-ci est caractérisée par la puissance réactive que le groupe peut absorber ou livrer au réseau, en fonction de la tension HTB ; - possibilité d'excursion de la tension à leurs bornes Le comportement des moyens de production en situation perturbée Il est caractérisé par les quatre points suivants : la tenue des groupes en présence de perturbations La tenue des groupes en présence de perturbations conditionne la sûreté du Système. En cas de perturbations modérées, le maintien des groupes sur le réseau permet d'éviter la dégénérescence en incident. En cas de perturbations plus importantes, telles que l'écroulement de tension ou la rupture de synchronisme, un comportement satisfaisant des groupes limite l'étendue et la profondeur de l'incident. À ce titre, il est indispensable de garantir une parfaite cohérence entre le fonctionnement des groupes et leurs systèmes de protection associés et le plan de défense. La philosophie générale est de maintenir les groupes couplés au réseau le plus longtemps possible : - en mettant en œuvre des dispositifs permettant de limiter l excursion des grandeurs physiques dans un domaine compatible avec le dimensionnement des matériels, 89

93 Le comportement des régulateurs de vitesse et de tension s avère toujours déterminant lors de grands incidents. EDF - CNPE de Flamanville - Turbo-alternateur MW Leur bon réglage est un paramètre important pour la sûreté du Système. 90

94 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport - le temps de permettre de résorber la perturbation sous l action des systèmes de protection du réseau, - sans toutefois compromettre le repli de l installation dans un état permettant une reprise de service rapide, ce repli étant commandé par les dispositifs de protection de la centrale, alternateur compris. Le comportement des dispositifs de limitation des régulateurs de vitesse et de tension est ici déterminant. l aptitude à l'îlotage L îlotage peut survenir suite à une perturbation localisée sur la liaison d'évacuation ou suite à un incident sévère sur le Système. Dans le premier cas, un seul groupe est concerné et les conséquences d'un succès ou d'un échec ne sont qu'économiques, la production perdue devant être compensée par celle d'un groupe dont le coût d'exploitation est souvent plus élevé. En revanche, dans le second cas, l'ensemble des groupes d'une région peut être concerné. Le succès de l'îlotage et la tenue des groupes en îlotage conditionnent alors la rapidité de la reconstitution du Système. La capacité d'îlotage est donc bien un besoin du Système. le fonctionnement en réseau séparé Le bon fonctionnement des groupes en réseau séparé est également un facteur important pour la sûreté du Système. Un bon fonctionnement dans ce domaine, intervenant par exemple suite à des pertes de lignes en cascade, est absolument nécessaire pour éviter l'effondrement général du réseau. le comportement lors d'une reconstitution de réseau Consécutivement à un incident de grande ampleur, une, voire plusieurs régions peuvent se retrouver totalement hors tension. La capacité des tranches à pouvoir enchaîner rapidement les actions nécessaires à la reconstitution conditionne la rapidité avec laquelle la clientèle sera réalimentée. 91

95 L enveloppe des performances est décrite par le diagramme de fonctionnement de l alternateur Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques : limite liée à l échauffement des zones d extrémité du stator (combinaison des flux stator et rotor), limite d intensité stator (problème d échauffement des circuits statoriques), limite de courant rotor (problème d échauffement des circuits magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs), limite de l induction dans l entrefer (échauffement des tôles du circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs), À chaque valeur de la tension stator correspond un diagramme différent. 92

96 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport L enveloppe des performances est décrite par le diagramme de fonctionnement de l alternateur. Celui-ci précise l'évolution des grandeurs puissance active et puissance réactive aux bornes de l'alternateur et pour lesquelles il doit rester raccordé au réseau. Le diagramme de fonctionnement de l'alternateur tient compte des situations suivantes de fonctionnement du réseau : - la situation normale, - les transitoires de passage en réseau séparé et d'îlotage, - les situations d'écroulement de tension, - les situations de reconstitution. La garantie des performances attendues des groupes de production visà-vis de la sûreté du Système est assurée par la qualité des processus sensibles relatifs : - au réglage des paramètres importants pour la sûreté concernant les fonctions de régulation turbine et alternateur ainsi que la protection des alternateurs, - à la maîtrise du RST, - à la maîtrise des fonctions de sauvegarde Contrôle des performances Malgré cette garantie, le retour d'expérience sur les incidents grands et petits met souvent en évidence des écarts par rapport à ce qui est spécifié et attendu de la part des moyens de production et de délestage vus des gestionnaires de réseaux de transport. Le contrôle des performances est indispensable pour maintenir le niveau de sûreté, en identifiant et traitant les problèmes bien avant l'occurrence de tels incidents. Les installations de production, vu leur rôle, constituent la première priorité pour un tel contrôle. 93

97 RTE - Poste 400 kv Les défaillances au niveau des postes peuvent occasionner la perte de plusieurs ouvrages de production et de transport et conduire à des incidents hors dimensionnement. 94

98 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport LES OUVRAGES DE TRANSPORT : LES POSTES Généralités Les postes HTB sont les carrefours du réseau, les nœuds où les lignes s'interconnectent. Ils assurent les principales fonctions suivantes : - raccordement des centrales au réseau, - interconnexion avec les pays voisins, - répartition de l'énergie sur le territoire en 400 kv, - transformation du niveau de tension de l'énergie, - protection du réseau, afin d'éviter de dégrader les matériels en cas de défaut électrique. Les défaillances au niveau des postes sont particulièrement graves sur le plan de la sûreté, car elles peuvent occasionner la perte de plusieurs ouvrages de production et de transport et conduire à des incidents hors dimensionnement. Ce risque fort de mode commun doit être pris en considération depuis la conception jusqu'à la conduite temps réel Les équipements Haute Tension du poste et leurs fonctions Un poste comprend les principaux matériels HTB suivants : - des jeux de barres, qui assurent la matérialité des sommets du réseau ; - des disjoncteurs qui assurent la coupure des courants de court-circuit et de transit et la déconnexion des ouvrages ; - des sectionneurs qui assurent, après coupure des courants par les disjoncteurs, un rôle d'isolement et d'aiguillage des ouvrages sur l un ou l autre des jeux de barres ; 95

99 La structure des postes est organisée en "cellules". Une cellule regroupe l'ensemble des équipements relatifs à un même ouvrage : cellule ligne cellule transformateur cellule couplage etc. Elle comprend : la tête de cellule qui regroupe les équipements de contrôle, de protection et d'isolement, le disjoncteur, la partie aiguillage qui permet de connecter l'ouvrage à l'un ou l'autre des jeux de barres. La connexion entre les cellules se fait par l intermédiaire des jeux de barres. 96

100 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport - des transformateurs ou autotransformateurs de puissance qui permettent de transformer le niveau de tension pour l'adapter aux utilisations ; - des transformateurs de mesure, tension et courant, destinés à l'alimentation des appareils de mesure, l'alimentation des systèmes de protection et des automatismes de reprise de service ; - des réactances de compensation de l'énergie réactive. Les principales agressions auxquelles sont soumis les postes sont de nature électrique. Ce peut être des agressions d'origine interne (surtensions de manœuvre) ou externe (coups de foudre). Il y a aussi les conditions atmosphériques (givre, pollution saline, ). Enfin, il convient de prendre en considération les indisponibilités fortuites (suite à une panne, par exemple) ou programmées (pour entretien ou réparation), qui peuvent momentanément fragiliser l'exploitation Les facteurs concourant à la sûreté des postes A - Prévention Dans le domaine de la prévention, la sûreté des postes repose sur les dispositions constructives qui concernent : - le dimensionnement des équipements, sur les plans électrique et mécanique ; - les dispositions topologiques permettant de limiter les répercussions des incidents. Elle repose aussi sur les dispositions de qualification et de maintenance préventive des matériels. Le dimensionnement Il s'agit de l'ensemble des dispositions permettant, au niveau de la conception des postes, d'assurer la tenue des matériels sur les plans électrique, thermique et mécanique en régime normal et pour certaines situations contraignantes (courts-circuits, pollution,...). 97

101 RTE - Matériels 400 kv Le dimensionnement des matériels et des structures tient compte des contraintes locales : courant de court-circuit, pollution, 98

102 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport La tenue diélectrique des matériels est caractérisée par les niveaux de tenue aux différents types d ondes que l on rencontre en exploitation. Pour les postes 400 kv, le dimensionnement permet de tenir sans amorçage : kv en régime permanent ; kv (phase-terre) à fréquence industrielle pendant une durée d'une minute ; kv (950 kv pour les transformateurs) sur une durée de 250 à µs (tension de tenue aux chocs de manœuvre) ; kv (1 175 kv pour les transformateurs) sur une durée de 1,2 à 50 µs (choc de foudre). La tenue au courant maximal de court-circuit est un paramètre essentiel qui conditionne le dimensionnement des structures (charpentes, massifs, supports de barres,...) par rapport aux efforts électrodynamiques qu'il engendre, et qui détermine le pouvoir de coupure des disjoncteurs. Pour les disjoncteurs 400 kv, les valeurs normalisées sont : - 40 ka 1 s ; - 63 ka 1 s (pour certains postes particuliers). La tenue thermique est définie par la puissance assignée des matériels compte tenu des exigences de surcharge et des niveaux d échauffement liés aux courants de court-circuit. Les jeux de barres ainsi que l appareillage hors disjoncteurs sont dimensionnés systématiquement pour 63 ka. Pour la tenue mécanique, les calculs sont menés pour les trois hypothèses contraignantes suivantes : - vent fort ; - givre moyen ; - court-circuit avec vent fort. Des dispositions spécifiques sont prises au niveau de la préparation des terrains pour assurer l intégrité des fondations. Les dispositifs d accrochage sont renforcés pour éviter la chute des matériels. 99

103 RTE - Autotransformateur 400/225 kv Des murs pare-feu sont disposés entre les autotransformateurs pour éviter la propagation des incendies. 100

104 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport Les dispositions topologiques Il s agit de l ensemble des dispositions de génie civil et électrique prises pour éviter ou limiter les répercussions en cas de défaillance affectant un élément. Ainsi, au niveau du génie civil, les jeux de barres sont réalisés en position haute au-dessus des cellules pour éviter qu'en cas de chute d'une connexion, les jeux de barres ne soient impactés. Pour limiter les effets thermiques et mécaniques d'explosions éventuelles, des murs écrans sont disposés entre les cellules ayant une importance particulière (évacuation de centrale, par exemple). Par ailleurs, entre transformateurs ou autotransformateurs voisins, des murs pare-feu sont installés pour éviter la propagation éventuelle d'incendies, et les câbles relatifs à des cellules et transformateurs ayant un rôle analogue empruntent des tracés différents à l'intérieur du poste. Les schémas électriques sont eux aussi déterminants. En cas de défaut sur une ligne arrivant au poste ou sur un élément du poste, l'objectif est que le défaut soit éliminé rapidement par un nombre de disjoncteurs aussi réduit que possible et que le fonctionnement des ouvrages sains soit préservé. Un autre facteur important est la répartition des départs entre les différents sommets : la perte de toutes les lignes dans une direction donnée est généralement plus grave que la perte du même nombre dans des directions électriques différentes. Le raccordement des lignes doit aussi être réparti entre ces sommets de façon à limiter les courants de courts-circuits. 101

105 La périodicité et la profondeur des actions d'entretien sont définies en fonction de la criticité des défaillances, des matériels calculée sur la base des principaux enjeux que sont : la sécurité des personnes et des biens, la sûreté de fonctionnement du système électrique, la qualité de fourniture, l'environnement, le maintien du patrimoine. RTE - Thermographie infrarouge d une ligne par hélicoptère 102

106 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport Pour satisfaire à ces objectifs, les dispositions suivantes sont prises : les postes 400 kv présentent en général quatre sommets distincts configurables par manœuvres des sectionneurs et disjoncteurs ; sur les grands postes, trois jeux de barres permettent de conserver l'exploitation à quatre sommets pendant les périodes de consignation ou d'exploiter, dans certains cas, à six sommets. La maintenance préventive La politique de maintenance OMF (Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité) vise à détecter les anomalies latentes sur les matériels par des actions d'entretien dont la périodicité et la profondeur dépendent de la criticité des défaillances des matériels. Elle repose sur les opérations clés suivantes : la visite des matériels (contrôle visuel des matériels HTB) ; les manœuvres périodiques des disjoncteurs et des sectionneurs (dégrippage des organes en mouvement, modification des portées de clapets et des surfaces portantes, auto-nettoyage des contacts électriques et des articulations, vérification du bon fonctionnement de la chaîne de téléconduite) ; ces manœuvres périodiques permettent aussi la détection de pannes latentes éventuelles à un moment choisi à l avance, mais ce n est pas leur vocation première ; la thermographie infrarouge (recherche de points chauds sur les matériels HTB et leurs connexions) ; le contrôle (vérification du bon fonctionnement des matériels avec contrôle des signalisations et tests fonctionnels) ; la vérification des matériels (maintenance approfondie tous les six à sept ans) ; la révision des matériels (maintenance plus approfondie tous les douze à treize ans). Les interventions correspondantes s'appuient sur des procédures formalisées qui font l'objet d'une application rigoureuse. 103

107 La surveillance des équipements de transport est assurée par les PCG à l aide du nouvel outil PEXI. RTE - Salle de commande d un PCG/PEXI Les organes de coupure sont télécommandés depuis les PCG et les dispatchings régionaux. RTE - Dispatching régional de SERAA 104

108 3 Les dispositions prises dans le domaine matériel 3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport B - La surveillance des équipements Cette mission, confiée aux exploitants des postes, est primordiale pour la sûreté du Système puisqu'elle constitue, entre autres, un moyen privilégié de détection des anomalies naissantes. La surveillance des équipements s'exerce à deux niveaux : en temps réel, où les paramètres significatifs de l état de fonctionnement des équipements font l'objet d'enregistrements mémorisés et génèrent des alarmes émises vers les PCG et, pour certaines d'entre elles, vers les dispatchings régionaux. Ces données constituent une aide au diagnostic et à la décision en cas d'avarie de matériel et lors des incidents affectant les postes ; en temps différé, où l'analyse fine du fonctionnement des équipements (lors des séquences d'élimination de défaut, par exemple) permet de détecter d'éventuelles anomalies latentes. C - Les moyens d'action Pour être en mesure d'agir rapidement vis-à-vis des anomalies temps réel, les organes de coupure sont télécommandés depuis les PCG et les dispatchings régionaux, ce qui permet : d'isoler les ouvrages en défaut à des fins d'interventions rapides ; d'adapter le schéma du poste à la nouvelle configuration de disponibilité des ouvrages. En temps différé, des actions sont menées pour détecter et corriger les anomalies génériques. Ainsi, les anomalies des matériels HTB, repérées lors des incidents ou par la surveillance des équipements, font l'objet de la saisie d'une fiche d'anomalie informatisée. Les données ainsi collectées permettent, dès que leur volume devient représentatif, de mener des études de comportement détaillées en vue d'orienter les politiques de maintenance et de qualification des matériels, et de rétroagir face à d'éventuelles dérives de fabrication ou anomalies génériques. 105

109 Les protections limitent les conséquences des incidents en isolant de façon : - rapide, - sûre, - sélective, les ouvrages en défaut. RTE - Protection différentielle de barres 106

110 3 3.3 Les dispositions prises dans le domaine matériel Les protections et les automates d exploitation a) Les protections contre les défauts d'isolement Les éléments du réseau HTB tels que lignes, transformateurs et jeux de barres, peuvent être affectés par des défauts d'isolement d'origine interne ou externe. Ces défauts peuvent avoir des conséquences graves sur l'intégrité du matériel (par l'effet des courants de court-circuit eux-mêmes ou des forces électrodynamiques résultantes) ou sur la sécurité des personnes au voisinage du défaut, mais aussi sur le fonctionnement du système : chutes de tension profondes, perte de synchronisme d'unités de production. Le rôle du système de protection contre les défauts d'isolement est d'éliminer l'élément de réseau concerné en ouvrant les organes de coupure adéquats, après avoir détecté et localisé le défaut. Il importe que cette action soit à la fois rapide et sélective : La rapidité d'action de ces protections est essentielle, en particulier pour éviter les pertes de synchronisme ou la perforation des postes sous enveloppe métallique. Leur sélectivité permet d'éviter la mise hors tension d'un trop grand nombre d'ouvrages qui pourrait, à son tour, avoir des conséquences graves pour le système électrique telles que reports de charge incontrôlables, pertes de synchronisme, écroulements de tension. Il en résulte des "plans de protection", par nature complexes, qui décrivent les fonctions et les performances attendues du système de protection et qui doivent présenter une cohérence globale sans faille pour assurer ces performances de rapidité et de sélectivité avec une grande fiabilité. L annexe A.1.6 présente leur organisation et leur évolution depuis b) Les automates et protections d'exploitation Les automates d'exploitation ont été introduits très tôt sur les réseaux HTB pour décharger les opérateurs de certaines actions prédéfinies, ou pour exécuter celles qui doivent l'être dans un délai très bref. La plupart de ces automates réalisent, au niveau d'un poste, une action locale sur critère local, telle que : - protection des lignes et transformateurs contre les conséquences de tous ordres d'échauffements excessifs (protection de surcharge) ; - facilitation de manœuvres délicates (télécoupleur, ) ; 107

111 RTE - Automate de zone de Saint-Vulbas L automate de zone, installé au poste de Saint-Vulbas, commande l îlotage d un groupe présélectionné de Bugey en cas d apparition d une surcharge sur certains ouvrages de la zone. 108

112 3 3.3 Les dispositions prises dans le domaine matériel Les protections et les automates d exploitation - retour du système dans une position favorable pour la reprise du service après incident (automate de manœuvre de disjoncteur sur manque de tension -AMU-, réenclencheur de ligne, bascule de poste, ) ; - action de "défense du système" (délestage fréquencemétrique dans les postes-sources HTB/HTA, débouclage du réseau THT sur rupture de synchronisme, ). D'autres réalisent une action locale sur critère distant. C'est le cas de l'automate de blocage des régleurs en charge des transformateurs THT/HT et HTB/HTA développé dans le cadre du "plan de défense" du Système. La gestion des automates (mise en/hors service, changement de configuration) nécessite des procédures rigoureuses pour garantir l'action attendue au moment opportun. En dehors de ces automates locaux, des "automates de zone", destinés à maintenir la sûreté de fonctionnement du réseau par action sur la topologie ou la production d'un ensemble de postes, s'avèrent aujourd'hui nécessaires. Pour ces automates, un haut niveau de sûreté de fonctionnement est attendu, ce qui impacte fortement la conception mais aussi l exploitation et la maintenance. Compte tenu de leur impact potentiel sur la sûreté du Système, la performance des protections et des automates doit être garantie dans la durée. Comme les matériels HTB, systèmes de protection et automatismes font l objet d une maintenance préventive (maintenance OMF), dont la périodicité et la profondeur sont fonction de l enjeu des ouvrages concernés ainsi que de leur technologie. Cette maintenance repose sur les opérations clés suivantes, coordonnées avec les opérations de maintenance des matériels HTB : - essais fonctionnels simplifiés, - essais de maintenance approfondie. Les interventions correspondantes s appuient sur des procédures formalisées qui font l objet d une application rigoureuse. Les activités de calcul et d affichage des réglages et paramètres des protections et des automates sont déterminantes pour l obtention des performances attendues. C est pour cette raison qu elles font aussi l objet de procédures et de modes opératoires détaillés dans le cadre général de l assurance qualité. 109

113 Schéma de principe du Réglage Secondaire de Tension (RST) Transmission de la tension du point pilote Vp Jeu de barres pilote Consigne Vc Régulateur de zone Dispatching régional Niveau N Participation Qr X Boucle en réactif Consigne Uo réactif produit par le groupe Régulateur primaire de tension Uex tension stator U Groupe i + 1 Groupe i + 2 Groupe de production i Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote) Uex : tension d'excitation de l'alternateur Vp : tension mesurée au point pilote Uo : consigne primaire Réseau Le RST assure simultanément, dans chaque zone, la régulation du plan de tension et la répartition de la puissance réactive entre les groupes. 110

114 3 3.4 Les dispositions prises dans le domaine matériel Les réglages automatiques de la fréquence et de la tension LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA FRÉQUENCE L'équilibre production-consommation est assuré, en fonctionnement normal, par deux actions automatiques complémentaires : le réglage primaire et le réglage secondaire (cf. annexe A.1.2). Leur performance est essentielle pour la sûreté du Système. Vis-à-vis du réglage primaire, il est fondamental pour la sûreté du système électrique, lors des variations de grande amplitude, de maîtriser très rapidement le transitoire de fréquence afin de ne pas atteindre les premiers seuils du délestage fréquencemétrique. Sur un système interconnecté, tel que celui de l'ucte en Europe de l'ouest, tous les partenaires contribuent solidairement à ce réglage primaire, ce qui améliore de fait la sûreté. Il importe, néanmoins, que chaque partenaire maintienne en permanence une réserve primaire suffisante sur ses unités de production. La règle UCTE recommande de programmer pour la France une réserve primaire minimale d environ 700 MW en été et 750 MW en hiver, avec une énergie réglante minimale de l ordre de MW/Hz. De la même manière, vis-à-vis du réglage secondaire, il importe, pour la sûreté du Système, que chaque partenaire de l UCTE maintienne une réserve secondaire suffisante sur ses unités de production, afin d être en mesure, le cas échéant, de compenser à lui seul le déséquilibre production-consommation lorsque l origine de celui-ci se situe dans sa zone de réglage, et de reconstituer ainsi la réserve de réglage primaire LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA TENSION Le réglage automatique de la tension sur le réseau THT est important pour la sûreté du Système dans la mesure où il peut prévenir l'apparition de phénomènes tels que les écroulements de tension ou les pertes de stabilité. Le plan de tension sur le réseau THT est défini en temps réel par RTE, qui fixe les tensions à maintenir en un certain nombre de points dits "points pilotes", en s appuyant le cas échéant sur des études de réseau prévisionnelles. Le réglage en temps réel s'appuie sur deux actions automatiques complémentaires dites réglage primaire et réglage secondaire de tension (cf. annexe A.1.3). Là encore, la performance des équipements concernés est primordiale pour la sûreté du Système. 111

115 Domaines de responsabilité Le CNES est responsable de : l équilibre production-consommation, la maîtrise du plan de tension et des transits sur le réseau 400 kv, la gestion des échanges aux frontières. Les URSE ont la responsabilité sur leur territoire de : la surveillance du réseau 400 kv en appui du CNES, la maîtrise du plan de tension et des transits sur les réseaux de tension inférieure à 400 kv, la télécommande des postes HTB. 112

116 3 3.5 Les dispositions prises dans le domaine matériel Le système de téléconduite LES PRINCIPES DE LA CONDUITE DU SYSTÈME La taille et la complexité du système électrique justifient une organisation hiérarchisée des fonctions de surveillance et de commande qui implique quatre niveaux de conduite de RTE : un niveau national, assuré par le dispatching national du Centre National d'exploitation du Système (CNES), dont les missions essentielles en temps réel sont l équilibre production-consommation, la gestion du plan de tension, la gestion des échanges aux frontières et la maîtrise des transits sur le réseau 400 kv ; un niveau régional, assuré par les 7 dispatchings régionaux des Unités Régionales du Système Électrique (URSE), dont les missions essentielles sont la surveillance des transits sur les réseaux 63 kv, 90 kv et 225 kv (400 kv en appui du CNES), la maîtrise de la topologie du réseau HTB, le pilotage de la tension par zones et la surveillance des injections aux nœuds électriques du réseau ; un niveau intermédiaire, assuré par les Groupements de Postes qui ont en charge la surveillance et la conduite des installations de Transport, ainsi que certaines fonctions de conduite du Système Électrique à la demande du dispatching régional ; un niveau local situé dans chaque poste de Transport peut assurer la surveillance et la conduite des installations en ultime secours ou dans certaines phases de travaux. Les installations des utilisateurs du Réseau de Transport : producteurs (EDF, CNR, SNET,...), consommateurs (SNCF, RATP, industriels,...), distributeurs (EDF, ELD) communiquent avec les centres de conduite de RTE soit directement au niveau du site soit via des points de commande centralisée. Par ailleurs, la nécessaire coordination entre les GRT européens pour gérer les flux d énergie sur les lignes transfrontalières conduit au renforcement des communications en temps réel entre les dispatchings et à l échange de téléinfomations concernant les ouvrages de chaque pays impactés par les évolutions des flux sur les interconnexions. 113

117 114 RTE - Dispatching national (CNES)

118 3 3.5 Les dispositions prises dans le domaine matériel Le système de téléconduite LES MOYENS DE CONDUITE Tous les centres de conduite sont équipés de systèmes informatiques complexes assurant l acquisition et le traitement des informations en provenance des installations de puissance (postes et centrales). Leur disponibilité repose sur la redondance de leurs composantes matérielles et logicielles ainsi que de leurs bases de données. Ils bénéficient de surcroît d une alimentation électrique de haute qualité et garantie (y compris par des moyens de production autonomes). Le dispatching national est doté : d'un système informatique de conduite principal : le SNC (Système National de Conduite) qui assure les fonctions suivantes : - analyse primaire (acquisition, traitement, visualisation, archivage des téléinformations), - analyse secondaire (analyse de sécurité réseau systématique et en mode étude), - réglage secondaire fréquence-puissance ; de systèmes informatiques complémentaires : l Animateur du Synoptique National (ASN) qui assure les fonctionnalités minimales suivantes : - animation du tableau synoptique assurant la représentation nodale du réseau 400 kv, - secours de la fonction réglage secondaire fréquence-puissance. un terminal du système d alerte et de sauvegarde (SAS). Les dispatchings régionaux disposent également de deux systèmes de base complémentaires : un système informatique de conduite principal : le SIRC (ou Système Informatique Régional de Conduite), qui assure des fonctions d'analyse primaire et secondaire identiques à celles du SNC, ainsi que la télécommande des postes transport ; un animateur de tableau synoptique : l'ats qui assure la représentation de la topologie des postes 400 et 225 kv, des états de tension ou de surcharges, de certains transits dans les lignes et les transformateurs, ainsi que d un terminal SAS et d une platine de pilotage des régulateurs de tension, qui assurent la fonction de Réglage Secondaire de Tension (RST) vis-à-vis des groupes de production de chaque zone. 115

119 Le réseau ROSE (Réseau de fibres Optiques de Sécurité en Étoile) offre une infrastructure adaptée à la sécurisation du réseau 400 kv. Fibres optiques fixées sur un conducteur ou un câble de garde RTE - Machine de pose d un COE (câble optique enroulé) Fibres optiques insérées dans un câble de garde Structure d un câble THYM 116

120 3 3.5 Les dispositions prises dans le domaine matériel Le système de téléconduite Les Pupitres d EXploitation Informatisés (PEXI), dont sont équipés les Groupements de Postes, permettent aux opérateurs de surveiller l état des installations de transport, de visualiser l état d un poste ou d une zone (topologie, transits et tensions) et de télécommander, si nécessaire, les organes de coupure et certains automates de leur zone d action LE RÉSEAU DE TÉLÉCOMMUNICATION DE SÉCURITÉ Il s agit d un réseau de transmission, réglementairement à usage exclusif de l exploitation du réseau électrique. Son infrastructure repose sur différents supports : les liaisons filaires louées à un opérateur télécom, les liaisons hertziennes, privées ou louées à un opérateur télécom, les liaisons par courant porteur en ligne (CPL), les fibres optiques déployées sur le réseau public de transport, les liaisons radio en cours de renouvellement. Le réseau de sécurité permet aux agents des différents niveaux de conduite (y compris les dispatchings étrangers des GRT européens), d échanger ordres et informations grâce au Système Téléphonique de Sécurité (STS), constitué de platines téléphoniques installées dans les centres de conduite et raccordées au réseau de transmission. Un prolongement de ce réseau permet de joindre les agents d intervention dans certains postes électriques. Il permet en plus d interconnecter les systèmes de conduite des différents niveaux. Des services à valeur ajoutée (routage, répétition, contrôle de flux, reprise automatique de service, surveillance de la qualité et des incidents), appelés services ARTERE, sont supportés par les équipements terminaux du réseau de sécurité. Il garantit enfin l acheminement des signaux destinés au fonctionnement des protections sur les ouvrages électriques ou aux téléactions pilotées par des automatismes locaux. À cet égard, le déploiement d un Réseau de fibres optiques de Sécurité en Étoile (ROSE) offre une infrastructure adaptée à la sécurisation du réseau 400 kv alliant sélectivité et résistance aux perturbations atmosphériques. Le caractère vital pour l exploitation du bon fonctionnement du réseau de sécurité implique la redondance des voies de transmission sur le réseau de sécurité et l absence de modes communs entre celles-ci. Ceci est assuré par l utilisation de supports différents entre 2 points de concentration avec doublement des équipements de routage. 117

121 Architecture du système de téléconduite de RTE L évolution de cette architecture s effectue dans le cadre de schémas directeurs qui intègrent les nouveaux besoins fonctionnels et les contraintes de renouvellement liées à l obsolescence, chaque affaire étant ensuite gérée en mode projet. 118

122 3 3.5 Les dispositions prises dans le domaine matériel Le système de téléconduite LE SYSTÈME DE TÉLÉCONDUITE L ensemble, moyens de conduite - réseau de sécurité, constitue le "système de téléconduite". Celui-ci doit : garantir l observabilité du Système en fournissant aux opérateurs des dispatchings et des Groupements de Postes les moyens de connaître, à tout moment, l'état des transits, de la topologie et la valeur des grandeurs électriques (fréquence et tension) caractéristiques du fonctionnement du Système. Cette observabilité doit maintenant prendre en compte les informations issues des autres GRT européens qui permettent de gérer au mieux la complexité des échanges tout en assurant la sûreté de fonctionnement du système électrique européen ; garantir la commandabilité du Système en mettant à disposition des opérateurs dans les centres de conduite et des automatismes dans les installations, les moyens de maîtriser le fonctionnement des ouvrages tant à travers la télécommande des organes de coupure permettant la répartition optimale des transits qu à travers le réglage centralisé automatique de la fréquence et de la tension. alimenter en informations fiables les fonctions plus complexes d'analyse de sécurité qui permettent aux opérateurs de dispatching : - d'anticiper les conséquences sur les transits, la tension ou la stabilité du Système, d'événements tels que déclenchements d ourages de production ou de transport, courts-circuits, - de préparer les actions palliatives. Le système de téléconduite est vital pour la sûreté du Système. Aussi, des dispositions sont-elles prises pour garantir la permanence des fonctionnalités qui lui sont associées : le réseau de sécurité est dédié à l exploitation et, de ce fait, ses capacités ne peuvent être altérées par une saturation des réseaux publics ; chaque dispatching (national et régional) est doublé par un dispatching de repli raccordé au réseau de sécurité et équipé de moyens de conduite ; 119

123 Le bon fonctionnement du réseau de sécurité est vital pour la sûreté du Système. Les voies de transmission utilisent des supports différents. RTE - Circuits "bouchons" utilisés pour les télécommunications par courant porteur en ligne (CPL) 120

124 3 3.5 Les dispositions prises dans le domaine matériel Le système de téléconduite toutes les téléinformations sur les réseaux 400 et 225 kv et sur la production acquises et traitées au dispatching national, le sont également par les dispatchings régionaux ; toutes les téléinformations acquises et traitées au dispatching régional le sont aussi au groupement de postes pour la zone concernée ; un recouvrement partiel des zones d observabilité entre dispatchings régionaux est assuré par la transmission mutuelle des téléinformations d anneau de garde ; le calcul et la diffusion du niveau de réglage centralisé de la fréquence sont garantis par une 3ème voie indépendante ; le système de téléconduite intègre, pour la conduite en situation tendue et en cas d urgence, un système informatique spécifique de transmission d informations et d ordres d alerte et de sauvegarde avec acquits vers les utilisateurs du réseau, indépendant du réseau de sécurité ; enfin, la garantie d alimentation électrique des équipements de téléconduite et de télécommunication des dispatchings est assurée par des sources externes indépendantes et internes (groupes diesel). 121

125 SNET - Centrale E. Huchet Les performances de chacun des composants du Système contribuent à la sûreté de celui-ci. 122

126 3 Résumé Les dispositions prises dans le domaine matériel Les performances individuelles de chacun des composants du Système contribuent de façon interdépendante à sa sûreté de fonctionnement. La performance d'un composant est déterminée à la conception compte tenu : - du service attendu du composant, - des contraintes auxquelles il sera soumis en régime permanent et en régime perturbé. La performance de chaque composant doit être garantie à partir de sa mise en service et tout au long de sa durée de vie ; ceci suppose : - des essais de réception sur site menés avec rigueur, - la mise en œuvre de politiques de maintenance adaptées, - des modes d'exploitation respectant les capacités des matériels, - un REX performant sur le comportement des matériels. Le respect des performances attendues des composants du Système est essentiel pour garantir sa sûreté de fonctionnement. 123

127 124 L acteur, de par sa capacité de réflexion, est une source de progrès.

128 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain pour garantir la la sûreté du Système 4.1 Le management du Facteur Humain Les conditions d une bonne contribution L influence du management La culture de sûreté 4.2 La formation La formation au service de la sûreté du Système Formation à la conduite du Système Formation aux autres métiers de l exploitation du Système 4.3 La doctrine d exploitation 4.4 La mise sous assurance qualité des activités 4.5 Le retour d expérience (REX) L organisation du REX La classification par gravité des incidents Les enseignements tirés des grands incidents 125

129 L acteur, de tout niveau, n est pas seulement un facteur d erreur, c est aussi : un facteur d adaptation et d optimisation, un facteur de récupération et de compensation. C est une source de progrès. 126

130 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.1 Le management du facteur humain LES CONDITIONS D UNE BONNE CONTRIBUTION Le facteur humain apparaît souvent d entrée de jeu comme un sujet sensible, car il est vu comme le rapprochement entre les erreurs des acteurs (erreurs dont on sait qu elles font partie de la nature humaine) et les conséquences parfois graves qui peuvent en découler. En fait, le facteur humain renvoie à un ensemble de phénomènes agissant sur la sûreté à travers la contribution des acteurs humains. Cette contribution doit être prise au sens large : opérationnelle pour les acteurs de terrain, technique et scientifique pour les experts, et technico-managériale pour les managers. On peut dégager trois caractéristiques fondamentales dans la contribution de l homme à la sûreté. C est un facteur d adaptation et d optimisation. Les modes opératoires et le cadre de l assurance de la qualité (voir 4.4) sont rarement suffisamment étudiés et détaillés pour permettre de prendre en compte toutes les particularités d une situation telle qu elle peut se présenter. Ils constituent un guide plus ou moins détaillé et plus ou moins précis qu il faut appliquer de façon fidèle, mais intelligente ; c est-à-dire en intégrant ce qui est requis dans le contexte réel du moment (adaptation) et en cherchant à faire au plus efficace dans la marge de liberté qui existe telle que l application est définie (optimisation). C est un facteur de récupération ou de compensation. Les équipements peuvent présenter des défaillances. Certaines d entre elles peuvent être prises en charge et compensées par les acteurs. Dans ce cas, le facteur humain est facteur d amélioration ou de compensation de la fiabilité technique. C est un facteur de "défiabilité". Le facteur humain a un certain taux de défaillance et par là il minore la fiabilité technique des installations. Le transport aérien exprime cette idée en disant qu il constate "des accidents avec des avions en bon état pour voler". La bonne prise en compte du facteur humain doit intégrer cet ensemble de caractéristiques et ne pas se limiter seulement à la défiabilité due aux acteurs. 127

131 Manager le facteur humain c est : Affecter aux postes des personnels compétents et les former à leur nouvelle activité Suivre en permanence l adéquation compétences / exigences Mettre en place les moyens nécessaires en personnel Définir et faire connaître les références opératoires Établir un management de proximité au quotidien assurant : - l organisation du compagnonnage pour les personnels prenant un poste nouveau - la liaison entre les équipes - l animation du REX D une manière générale, le management du facteur humain vise à susciter l adhésion et la motivation des acteurs. 128

132 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.1 Le management du facteur humain L axiome fondamental de la qualité de la contribution de l homme à la sûreté et à la qualité (au sens de la qualité de réalisation d une tâche) est l adéquation entre les compétences et les exigences de l activité. La compétence englobe les connaissances scientifiques et techniques de fond, la capacité à bien les mettre en œuvre dans le contexte de l activité (expérience technique), l expérience de la pratique suffisamment prolongée d une activité dans un contexte donné (expérience professionnelle) et enfin la mise en application de méthodes de travail réfléchies, organisées et rigoureuses qui permettent un maximum de détection et de correction d erreurs en cours d activité. L exercice d une activité dans des conditions sûres et performantes requiert également des aptitudes particulières telles que la capacité d abstraction, la capacité à traiter correctement plusieurs actions simultanées, l organisation personnelle, la capacité de concentration, la résistance momentanée à la pression ou au stress, et d autres qu il faut inventorier selon les caractéristiques des activités et de leur contexte L INFLUENCE DU MANAGEMENT L action et le comportement des êtres humains sont guidés par des "références" : références culturelles (croyances, valeurs, us et coutumes, conventions sociales, ), références techniques et professionnelles (l expérience, les règles de l art, les consensus sur les pratiques reconnues, ) et références spécifiques à l activité en cours (règles de sécurité ou de sûreté, modalités opératoires imposées ou recommandées, ). L opérateur en action recourt (même intuitivement) à toutes ces références pour agir afin de faire évoluer la situation qu il a en main selon l objectif fixé ou jugé comme satisfaisant par rapport à ce qui est attendu. L homme est un intégrateur de l ensemble des références à sa portée et un transformateur (adaptation, optimisation) et pas seulement un applicateur de modes opératoires, transparent, sans valeur ajoutée ni distorsion. Le "management du facteur humain" consiste à prendre en charge ces différentes données (cf. page ci-contre). 129

133 Travaux sous tension sur une ligne 400 kv Les progrès dans la maîtrise de la sûreté du Système passent par la prise en compte du facteur humain. 130

134 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.1 Le management du facteur humain LA CULTURE DE SÛRETÉ Des travaux sur l importance de la "culture de Sûreté" ont été réalisés par un groupe d experts suite à l accident de la centrale de Tchernobyl en Ukraine, en avril 1986, et ont conduit à définir cette notion comme : "L ensemble des caractéristiques et des attitudes qui, dans un organisme et chez les individus, font que les questions relatives à la sûreté bénéficient, en priorité, de l attention qu elles méritent en raison de leur importance." Cette définition reste pertinente dans le domaine des systèmes électriques. La sûreté du Système repose à la fois sur des prescriptions et sur les attitudes des acteurs, elles-mêmes conditionnées par les orientations définies par la nature même du management. La culture de sûreté est donc un état d'esprit par rapport à la sûreté : la valeur qu'on lui accorde, la priorité qu'on lui donne, l'intérêt qu'on lui porte. En d'autres termes, la culture de sûreté n'est pas uniquement une question de professionnalisme et de rigueur personnelle mais elle est liée aux comportements. Or, les comportements dépendent des interactions de chacun avec les autres. La culture de sûreté repose sur deux grands niveaux : le niveau des dirigeants et du management, le niveau des individus. Les dirigeants et les managers de tous niveaux doivent créer, par les actes concrets qui relèvent de leur responsabilité, les conditions qui favorisent des comportements responsables des individus. Leur engagement en faveur de la sûreté doit être clair et exprimé publiquement. Les individus manifestent leur sens des responsabilités par leur attitude engagée en faveur de la sûreté : rigueur, capacité à s'interroger, circulation de l'information. La culture de sûreté ne se développe que si chaque niveau remplit les exigences liées à ses propres responsabilités. 131

135 Culture de sûreté Attitude interrogative Définition des responsabilités Engagement des individus Démarche rigoureuse et prudente Élaboration et contrôle des procédures Communication Qualification et formation Engagement des directeurs Récompenses et sanctions Audit examen et comparaison Engagement des dirigeants nationaux Déclaration de politique de sûreté Structures de direction Attribution des ressources Structure de contrôle 132

136 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.1 Le management du facteur humain L engagement des dirigeants Les dirigeants nationaux doivent : définir une politique qui donne les orientations au personnel, expose les enjeux et les objectifs de l'entreprise et manifeste l'engagement de la direction à l'égard de la sûreté ; définir les responsabilités en matière de sûreté ; désigner des services indépendants de la structure hiérarchique, chargés de surveiller les activités en matière de sûreté ; consacrer un personnel suffisant et compétent aux tâches liées à la sûreté. Les directeurs doivent : définir les responsabilités ; définir et contrôler les méthodes de travail ; veiller à ce que le personnel soit formé et qualifié ; encourager les attitudes louables en matière de sûreté et définir des sanctions en cas d'attitudes préjudiciables à la sûreté ; mettre en œuvre des audits, examens, comparaisons qui vont audelà des mesures de l'assurance qualité. L engagement des individus En ce qui concerne les individus, la recherche de l'excellence pour toutes les questions relatives à la sûreté du Système doit se traduire par : une attitude d interrogation systématique, le refus de se contenter des résultats acquis, le dépassement de l'application formelle des prescriptions, la conscience de la finalité des actions ; la prudence et la rigueur, l'exigence de soi, la qualité et la fiabilité du geste, la responsabilité individuelle ; le soin apporté à la communication et à la transparence, à la détection des erreurs ou aléas, au retour d'expérience. Ceci est vrai pour tous les niveaux hiérarchiques, pour tous les agents, pour tous les métiers, pour les intervenants extérieurs. 133

137 Prendre le temps de se former pour maîtriser la sûreté du Système RTE - Séance d entraînement des dispatchers sur simulateur 134

138 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.2 La formation LA FORMATION AU SERVICE DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME Pour garantir la sûreté du Système, toutes les activités "sensibles" doivent être confiées à des professionnels qualifiés ayant reçu une formation adaptée. L adéquation entre les compétences des intervenants et les exigences propres à une activité constitue un point fondamental qui conditionne la qualité de la contribution de l homme à la sûreté (cf. 4.1). Ainsi, dans chaque filière et pour chaque métier, des cursus types de formation sont définis. À partir de ces cadres de référence, des plans de formation individuels sont décidés pour amener chacun des acteurs concernés au niveau de compétence requis FORMATION À LA CONDUITE DU SYSTÈME L organisation Dans le domaine de la conduite du Système, l organisation de la formation repose sur des "schémas directeurs de la formation" régulièrement mis à jour qui identifient, pour chacun des métiers concernés, le référentiel de compétence et les modules de formation correspondants. Le référentiel de compétence distingue trois niveaux de professionnalisme avec à chaque fois une formation dédiée : Niveau 1 : "dispatcher débutant" (formation initiale), Niveau 2 : "dispatcher confirmé" (perfectionnement). Au-delà du niveau 2 : le niveau d'expertise croît (maintien et développement des compétences). La formation est organisée autour : - de modules d enseignement centralisés et décentralisés ; - de périodes d apprentissage "en doublure" pour la formation initiale ; - de séances d entraînement sur simulateur en centralisé et sur site. Les modules d enseignement La formation centralisée est axée sur les fondamentaux du métier ainsi que sur les aspects stratégiques de la conduite du Système. Elle contribue à développer une culture commune CNES / URSE indispensable à la maîtrise du Système. Elle est réalisée par des formateurs expérimentés ayant une vision large du Système et des principes de son 135

139 Cursus type de la formation initiale du dispatcher Phase n 1 Acquisition des prérequis (2 semaines) Prendre contact avec son environnement Phase n 2 Formation centralisée de 4 semaines et évaluation des acquis Connaître et savoir appliquer les principes de base de la conduite du Système Phase n 3 Formation locale et apprentissage en doublure de l ordre de 12 semaines Connaître et savoir conduire le réseau sous sa responsabilité future Phase n 4 Évaluation des acquis / habilitation Faire la preuve de ses capacités sur un ensemble de simulations Phase n 5 Exercice de l activité de conduite 6 à 14 mois Exercer la responsabilité de conduite Phase n 6 Formation centralisée de 2 semaines Perfectionnement - Évaluation des acquis 136

140 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.2 La formation organisation et de son fonctionnement. Elle s appuie sur un simulateur de réseau dédié à la formation. La formation décentralisée est axée sur la validation des acquis et sur la maîtrise des phénomènes sur le réseau régional sous la responsabilité du dispatcher. Elle est assurée par des formateurs nommés au sein des Unités Système Électrique et s appuie sur une pédagogie basée sur des situations vécues au niveau régional. Elle fait largement appel à un simulateur de site, permettant de simuler le comportement du réseau régional à partir de situations temps réel extraites du système de conduite. L apprentissage "en doublure" La période de doublure est faite pour apprendre à exploiter avec les composants du temps réel et de vérifier dans quelle mesure les capacités acquises en formation sont traduites en comportements professionnels dans les situations de travail. Elle permet d évaluer en temps réel un certain nombre de compétences qui n ont jamais été abordées auparavant, ou d autres qui ont été uniquement validées sur simulateur. Les outils de simulation L efficacité des opérateurs de conduite face à des situations de réseau perturbées ou à un incident généralisé repose, en grande partie, sur l expérience acquise dans des circonstances analogues. Ces grandes perturbations sont fort heureusement rares mais ceci demande de compléter le petit nombre d expériences réelles par des séances d entraînement sur simulateur. Il existe actuellement deux types d outils de simulation utilisés de façon complémentaire : le simulateur national d entraînement des dispatchers, installé au centre de formation national, qui permet de reproduire les situations d exploitation normales et perturbées sur le réseau national et sur un "réseau école régional" représentant les principales spécificités de l ensemble des régions ; des simulateurs sur site, présents dans chacune des URSE et au CNES, qui permettent de traiter des situations d incidents réels reproduites, à l échelon régional ou national, à partir de données temps réel archivées dans l outil de conduite. 137

141 De nombreux métiers contribuent à la sûreté du Système. RTE - Intervention sur la basse tension 138

142 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.2 La formation FORMATION AUX AUTRES MÉTIERS DE L EXPLOITATION DU SYSTÉME Concernant la formation centralisée à l'exploitation du système électrique, RTE a mis en place, dans le cadre de la rénovation de son système de formation engagée en 2001, un cursus spécifique s'adressant au domaine de la gestion prévisionnelle. La formation à ce métier comprend un stage initial "Exploiter le système électrique vu du prévisionnel", une session "Réaliser une étude élémentaire pour exploiter le système" et un stage "Optimisation de l'équilibre offredemande" plus spécialement axé sur la gestion de la production. De leur côté, les métiers concourant à l'exploitation des ouvrages de transport sont également concernés dans beaucoup de leurs activités par la sûreté de fonctionnement du système. Un grand nombre de sessions de formation s'adressant à ces exploitants contribuent de façon directe ou indirecte à la sûreté. Il est difficile de citer ici toutes ces formations, mais on peut citer, à titre d'exemple, tout ce qui relève du réglage des protections contre les courts-circuits, du contrôlecommande, de la téléconduite, des moyens de communication, de l'ingénierie et de la maintenance des ouvrages à haute tension, de l'exploitation. 139

143 La doctrine d exploitation sert de cadre à la rédaction des consignes. Dans toutes les entités, les consignes d exploitation guident les personnels de conduite de manière à assurer des prises de décision fondées, cohérentes et rapides. RTE - PCG / PEXI de Dronnière 140

144 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.3 La doctrine d exploitation La doctrine d exploitation du système électrique contient l ensemble des textes prescriptifs destinés à ses exploitants. La doctrine d'exploitation du système électrique exprime formellement les principes suivis dans l'exploitation,depuis la gestion prévisionnelle jusqu'à la conduite en temps réel et le retour d expérience. Elle sert de cadre de référence pour l'établissement des consignes, qui sont les guides opératoires directement utilisables par le personnel de conduite. Un ensemble de règles d'exploitation claires et complètes, fixant les éléments à prendre en compte, les critères à appliquer, les objectifs à respecter et les domaines de responsabilité des divers intervenants est une condition indispensable pour assurer des prises de décision fondées et cohérentes mais aussi rapides. La doctrine d'exploitation fixe en particulier les dispositions qui sont directement liées au niveau de sûreté de fonctionnement visé en décrivant : - les aléas à considérer, qui sont généralement ceux pris en compte dans le dimensionnement du Système : la perte d'un élément simple, le "N-1" est par exemple un critère minimal largement répandu, même s'il tend aujourd'hui à être modulé en fonction des conditions réelles d'exploitation (conditions atmosphériques, en particulier) qui peuvent conduire à prendre en compte la perte de plus d'un élément ; - les conséquences tolérées de ces aléas (sur l'alimentation de la clientèle, par exemple) ; - le dimensionnement des marges ou réserves à constituer pour faire face à ces aléas ; - les actions à mettre en œuvre pour maintenir le niveau de sûreté recherché ou pour réagir à l'aléa lorsqu'il survient. On peut citer ici les règles traitant de la sécurité à respecter vis-à-vis des pertes d'ouvrages, des marges de production, du réglage de la tension, du réglage de la fréquence, de la stabilité des groupes de production, du plan de délestage, de la reconstitution du réseau suite à un incident généralisé, La doctrine d exploitation doit être cohérente avec les documents réglementaires "amont" (cahier des charges du RPT, décrets et arrêtés impactant le système électrique et son exploitation) et avec le cadre contractuel liant RTE et les utilisateurs du réseau. 141

145 142 CNR - Centrale hydroélectrique de Génissiat

146 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.4 La mise sous assurance qualité des activités La mise en œuvre du Système de Management de la Qualité repose sur le principe d amélioration continu des activités : Planifier, Faire, Vérifier, Améliorer. Planifier : Les actions préétablies consistent à apporter une réponse à des questions du type : Quelles sont les exigences de qualité de l activité? Quelles sont les attentes des clients de l entreprise? des bénéficiaires? des autres parties intéressées? Que faire, comment faire, pour obtenir la conformité aux exigences? Quelles sont les anomalies qui ne permettraient pas d être conforme aux exigences? Quels sont les moyens préétablis nécessaires pour limiter autant que possible les anomalies? Quels documents faut-il élaborer avant réalisation pour donner confiance dans l obtention de la qualité requise? Quelles vérifications préétablies faut-il mettre en œuvre pour s assurer que les exigences sont toujours satisfaites? Quelles actions faut-il engager lorsqu un écart par rapport aux exigences est détecté? 143

147 Avertissement Intervenir en maîtrisant les risques vis-à-vis de la sûreté du Système EDF - Intervention à la Centrale de Montézic 144

148 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.4 La mise sous assurance qualité des activités Faire : Le Système de Management de la Qualité conduit ainsi à mettre en œuvre, en tant que de besoin, des documents faisant apparaître les points clés et les précautions à prendre pour une activité. Ces documents peuvent prendre des formes diverses allant de la simple "check-list" à la procédure détaillée nécessaire aux opérations complexes et peu usuelles. Vérifier : Des contrôles adaptés, réalisés par l acteur lui-même (auto contrôle) ou par une autre personne, permettent de s assurer que les points importants de l activité ont été réalisés correctement. Améliorer : Des enregistrements sont établis pour assurer la traçabilité de l activité et mémoriser, quand c est nécessaire, les résultats des contrôles et le traitement des écarts éventuels. Ces documents répondent au besoin d amélioration continue des performances de l entreprise. L activité professionnelle est faite d une multitude de décisions et de gestes qui ne peuvent tous être prédéfinis par le Système de Management de la Qualité. Le professionnalisme des acteurs représente : la manière dont les éléments du système qualité sont intégrés, la prolongation du Système de Management de la Qualité dans les actes qui ne sont pas spécifiés dans le détail, un corps de compétences, d expériences, de méthodes, de règles de l art, de conventions,... sans lequel un Système de Management de la Qualité ne pourrait être efficace. 145

149 RTE est certifié ISO 9001 : 2000 pour l ensemble de ses activités. RTE - Travaux sous tension sur une ligne THT (remplacement d une chaîne d isolateurs) 146

150 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.4 La mise sous assurance qualité des activités La mise en place d un Système de Management de la Qualité, même si elle conduit parfois à un certain alourdissement de la tâche, permet à l acteur de disposer pour lui-même de la garantie que son activité a été correctement exécutée et d en apporter la preuve à ceux auxquels il destine son travail. Certification ISO 9001 V 2000 Le retour d expérience effectué sur les événements Système significatifs (ESS - cf ) avait permis, dans les années 90, d identifier les activités à fort risque pour la sûreté de fonctionnement du système électrique dont il était vital d assurer une plus grande maîtrise ; ces activités avaient alors été mises sous assurance qualité. En 2000, à l occasion de la publication de la version V 2000 de la norme ISO 9001, RTE a souhaité mettre en place un Système de Management de la Qualité portant sur la totalité de ses activités et lui permettant, en particulier, de s assurer du respect des exigences en matière de sûreté de fonctionnement du Système. RTE a mené avec succès la démarche de certification globale, ponctuée en juin 2003 par l obtention pour l ensemble de ses activités du certificat ISO 9001 : Dans ce contexte, RTE s est engagé formellement à mettre ses clients producteurs, distributeurs, grands consommateurs et intermédiaires, au cœur de ses préoccupations et de sa culture (politique "Qualité", cf. annexe A.2.2), mais aussi à développer la culture de sûreté et à maintenir le niveau de sûreté du système électrique (politique "Sûreté", cf. annexe A.2.1). 147

151 Faire du retour d expérience c est : s assurer qu un événement non attendu, qui s est déjà produit, ne se reproduira pas ; éviter qu une situation indésirable n arrive (en détectant les précurseurs) ; promouvoir les bonnes pratiques pour s améliorer. 148

152 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le retour d expérience (REX) L ORGANISATION DU REX Un moteur de progrès L exploitation quotidienne du système électrique est faite d une multitude d activités dont beaucoup concernent sa sûreté de fonctionnement. La réalisation de ces activités permet d accumuler de l expérience. Celle-ci est complétée par le vécu d événements fortuits qui demandent la mise en œuvre de mesures appropriées pour les maîtriser. Le retour d expérience, qui consiste à exploiter, de manière organisée, les forces et les faiblesses de toutes ces activités ou du fonctionnement du Système, permet d en améliorer la performance en continu. Le retour d expérience constitue un moteur essentiel de progrès en matière de sûreté du système électrique. Le retour d expérience repose sur trois étapes clés : la détection et l identification des événements, l analyse des événements et l élaboration des actions correctives, la mise en œuvre des actions correctives et le contrôle de leur efficacité. La détection des événements susceptibles d être porteurs d enseignements pour la sûreté du Système est une étape essentielle puisqu elle constitue la source même du REX. La grille de classification des événements Système significatifs (ESS - cf ) est une référence qui doit permettre de traiter, avec le niveau d importance qui convient, tout événement qui affecte le fonctionnement du système électrique. Ensuite, l analyse doit être menée sans complaisance et sans a priori, avec l ensemble des acteurs concernés. Une dimension fondamentale : qui est mieux placé pour mener les analyses que ceux qui ont vécu la situation? 149

153 Le champ couvert par les analyses doit être le plus large possible. Toutes les activités sont concernées depuis la préparation de l exploitation jusqu à la reprise de service, en passant par la conduite temps réel et la maintenance. Tous les acteurs qui concourent de près ou de loin à la bonne marche du Système sont concernés : opérateurs en charge de l exploitation et de la conduite du Système, ou de l exploitation et de la maintenance des installations de transport, de production, de distribution, de consommation, Tous les matériels ou fonctions sensibles pour la sûreté du Système sont concernés. 150

154 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) L analyse permet de comprendre ce qui s est passé, de trouver les parades appropriées pour éviter qu un dysfonctionnement ne se reproduise. Selon les cas, il s agira : - d actions de formation ; - d amélioration de documents ; - de réorganisation ; - d évolutions dans les pratiques ; - de modification des matériels ; - etc. Mais il faut s assurer aussi que les actions correctives mises en place n introduisent pas de nouveaux problèmes. Enfin, la mise en œuvre des actions correctives et des recommandations issues des analyses permet de progresser et d améliorer ainsi le niveau de sûreté du Système. La remise en cause des pratiques quotidiennes, à la lumière du retour d expérience, renforce l efficacité de chacun en lui évitant de redécouvrir ce que d autres ont déjà trouvé. L expérience ne sert que si elle est partagée et seule une large communication, axée sur les enseignements tirés des analyses ou les bonnes pratiques, permet d éviter de reproduire des dysfonctionnements déjà identifiés L organisation du REX sur la sûreté de fonctionnement du Système (SFS) Parce que l analyse des Événements Système Significatifs (ESS) demande des analyses multi-métiers spécifiques, axées sur les fonctions élémentaires de la sûreté et qui impliquent des experts "Système", un REX dédié à la sûreté de fonctionnement du Système, le "REX SFS" a été mis en place par RTE. 151

155 Articulation des différentes phases du REX SFS ESS Recette des actions Mise en oeuvre Information Détection Sélection Caractérisation Conception détaillée Recueil infos Mémorisation Diffusion Décision d'analyse Analyses Etudes d'actions correctives Décision d'action Information Information 152

156 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) Ainsi, pour tout ESS : - une déclaration de l événement est faite dans la base d information commune RTE qui centralise toutes les informations et rapports ; - un rapport factuel est élaboré dans les jours qui suivent la détection de l événement ; - une analyse détaillée est menée pour certains d entre eux ; les entités, qu elles relèvent de RTE ou d un utilisateur, sont autant que possible sollicitées dès lors qu elles ont eu un impact important sur le cours de l événement analysé et que des actions d amélioration peuvent être recherchées ; - la communication des informations relatives à l événement doit respecter les exigences de confidentalité de RTE. Le REX des événements à fort enjeu est présenté par les Unités RTE concernées au Comité National REX présidé par la Direction de RTE LA CLASSIFICATION PAR GRAVITÉ DES INCIDENTS Afin de caractériser le niveau de sûreté du système électrique, de suivre son évolution dans le temps et de situer les événements à leur juste niveau d'importance vis-à-vis de la sûreté, le principe d'une classification par gravité des incidents affectant le Système a été adopté dès 1992 par EDF (1). La méthodologie de classement, définie en 1995, repose sur l appréciation combinée de la gravité selon deux types d entrée : - une entrée permettant d enregistrer l occurrence d événements élémentaires concrets affectant une fonction d exploitation dans un certain nombre de domaines (production, transport, distribution, exploitation du système, moyens de conduite) ; - une entrée visant à marquer le niveau de dégradation du système. (1) : RTE a été créé le 1 er juillet

157 Le retour d expérience : d abord une démarche de terrain. EDF - CNPE de Saint-Alban - Intervention sur les circuits de transmission des téléinformations vers l URSE 154

158 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) Des facteurs additionnels permettent de traduire, d une part, les manques constatés dans les domaines organisationnel et humain : lacunes ou inadaptations de la documentation (règles, consignes, procédures, ), défauts de diffusion ou prise en compte du REX, comportements humains s'écartant de façon flagrante des règles du métier, manque de transparence, d autre part, le caractère générique de certaines causes ou défaillances. La valeur à accorder à chacune de ces composantes est fixée par application de la grille de classification des événements qui recense et positionne une liste aussi exhaustive que possible d événements pouvant affecter la sûreté du système et de conséquences réelles. La gravité globale d un événement ainsi reconnu significatif résulte de la combinaison de ces valeurs. Elle se positionne sur une échelle qui comporte sept niveaux qui vont du "0" à "F". Le niveau "0" est affecté aux événements significatifs à enjeux plus faibles pour la sûreté mais qu il convient de mémoriser ; les niveaux "A" à "F" correspondent à des incidents de gravité croissante allant jusqu à l incident généralisé au plan régional, national, voire international. La démarche de classification repose sur l analyse approfondie des événements : elle est effectuée par l Unité Système Électrique concernée mais suppose une étroite collaboration de tous les acteurs impliqués. Une démarche étroitement liée au retour d expérience dont l objectif est de permettre à chacun de traiter, avec le niveau d importance qui convient, l ensemble des événements qui affectent la sûreté du Système. 155

159 Le 19 décembre 1978, la profondeur maximale de la coupure a représenté 75 % de la puissance appelée. Alliage du fer dans un four à creuset et à induction 156

160 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) LES ENSEIGNEMENTS TIRÉS DES GRANDS INCIDENTS Plusieurs grands incidents ont affecté les systèmes électriques français et étrangers au cours des dernières décennies. Le lecteur en trouvera en annexe A.4 une description sommaire. On se limite ici à rappeler les enseignements tirés de ces incidents L'incident national du 19 décembre 1978 Il s'agit de la panne la plus grave qu'ait connue la France, tant par la durée que par l'extension géographique. La profondeur maximale de la coupure a représenté 75 % de la puissance appelée. Il a fallu plus de trois heures pour que le réseau THT soit entièrement remis sous tension, et plus de sept heures pour que l'ensemble de la clientèle soit réalimenté. Le retour d'expérience sur cet incident a conduit notamment à : aménager diverses dispositions des règles d'exploitation et des protections ; mettre en place un outil d analyse de sécurité actif-réactif en J-1 ; créer une équipe au dispatching national pour faire des études de stabilité à l'aide d'outils de simulation, dans le cadre de la gestion prévisionnelle ; améliorer la réactivité des opérateurs lors des situations perturbées, en développant des simulateurs d'entraînement et en mettant en place des systèmes d'alerte pour communiquer entre dispatchings et centres de conduite (transport et distribution) ; installer dans les zones sensibles des régulateurs de tension plus performants sur les groupes de production (régulateurs "4 boucles") ; aménager les dispositions du plan de défense en vigueur L'écroulement de tension régional du 12 janvier 1987 L'état initial du Système pouvait être jugé sûr avec un bon plan de tension et une bonne marge de production. Des pannes successives indépendantes, aggravées par des dysfonctionnements latents au niveau des systèmes de protection et de réglage des alternateurs, sont à l'origine de cet écroulement de tension. 157

161 Situation après l incident du 12 janvier 1987 : courbes iso-tension sur le réseau 400 kv au moment le plus critique. 158

162 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) Le retour d'expérience a conduit à la mise en œuvre de structures et de dispositions nouvelles, et à l'engagement de nouveaux investissements : création de nouvelles entités chargées de la doctrine et de l audit Sûreté Système ; correction d'anomalies constatées sur les systèmes de protection et de régulation des alternateurs, et détermination des réglages à adopter pour toutes les nouvelles centrales ; mise en place d'un blocage automatique des régleurs THT/HTB1 et HTB/HTA et d'une télécommande de délestage à partir des dispatchings régionaux ; analyse plus systématique et mieux formalisée des incidents Système ; création de la classification par gravité des incidents ; engagement de travaux pour renforcer la sûreté de fonctionnement du Système dans l'ouest Les incidents de Coulange (09/09/93) et Warande (16/01/94) Ces deux incidents survenus sur des postes sous enveloppe métallique (PSEM) ont mis en évidence des lacunes concernant les méthodes de travail. Ils ont conduit à développer la mise sous assurance qualité des activités importantes pour la sûreté du Système. Le rappel des enseignements tirés de ces incidents d'ampleur différente fait apparaître que le moteur principal de la sûreté du Système est la mise en œuvre d'un retour d'expérience pertinent et effectif sur les événements affectant la sûreté. 159

163 160 RTE - Nettoyage et siliconage des isolateurs dans les zones polluées

164 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) Les enseignements du retour d expérience À partir de l'analyse des cas qui viennent d'être évoqués, et des autres grands incidents survenus à l'étranger, on peut dégager plusieurs éléments de retour d'expérience : un grand incident résulte presque toujours d'une conjonction d'aléas multiples défavorables, non seulement matériels mais aussi humains et organisationnels ; outre les causes instantanées visibles, on trouve souvent des pannes latentes et des causes qui trouvent leur origine bien des années avant ; quelle que soit la combinaison des événements factuels initiateurs, un grand incident finit par aboutir à un nombre limité de phénomènes électromécaniques (cascade de surcharges, écroulement de fréquence, écroulement de tension, rupture de synchronisme), qui peuvent se succéder, voire se superposer ; l'ensemble de l'incident est souvent très complexe et peut passer par une succession de phases, les unes lentes, les autres assez rapides, mais, une fois le phénomène amorcé, le déroulement final est très rapide et survient en quelques secondes ; à un tel stade, les actions des opérateurs ne sont plus assez rapides et des parades automatiques sont nécessaires pour contenir ou limiter l'incident ; l'incident induit toujours de très nombreuses informations (télésignalisations d'appareils, alarmes, ) qui parviennent aux opérateurs et aux systèmes de conduite, et il n'est pas rare de voir les systèmes d'informations saturés par les avalanches d'informations et les opérateurs en difficulté par rapport à la multitude de faits qui leur sont communiqués ; le déroulement de l'incident conditionne profondément la reconstitution ultérieure du réseau et la réalimentation des clients ; cette reprise de service s'est parfois avérée très difficile. Ce retour d'expérience a été conforté en 2003 par l'analyse des grands incidents qui ont affecté l'amérique du Nord le 14 août, puis la Suisse et l'italie le 28 septembre. Par ailleurs, l'accroissement de la complexité des systèmes interconnectés, dû notamment à une exploitation au plus près des limites et à l évolution de l organisation liée à l'ouverture du marché, peut venir 161

165 Les incidents sur les postes sous enveloppe métallique ont conduit à développer la mise sous assurance qualité des activités importantes pour la sûreté du Système. RTE - Poste 400 kv sous enveloppe métallique (PSEM) de Coulange 162

166 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain 4.5 Le Retour d expérience (REX) s'ajouter, pour les renforcer, aux causes classiques mises en évidence par le retour d'expérience antérieur. Dans le contexte nouveau de l'exploitation du système électrique, ceci amène à dégager plusieurs points sensibles : la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que le GRT est en charge des infrastructures de transport (cas de la France) ou non (cas de l Italie actuellement et des États-Unis) ; la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, ainsi que ses pouvoirs de décision, en particulier dans les situations les plus extrêmes où il est impératif que les actions ordonnées par le GRT soient interprétées et exécutées sans discussion et sans retard ; le caractère indispensable de l indépendance des GRT par rapport aux autres acteurs du marché ; l'exigence d'un référentiel de sûreté, tant pour chaque système électrique piloté par un GRT que pour l'interconnexion de ces systèmes, et ce dans les différentes dimensions de ce référentiel (directives, lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant au GRT comme aux autres acteurs : producteurs, distributeurs, consommateurs, traders, ) ; l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les producteurs, distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect de dispositions de sûreté depuis le stade du raccordement au réseau jusqu'à celui de la conduite, en précisant clairement les engagements de chaque partie et les modalités de contrôle de ces engagements ; enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux différentes échelles de temps concernées. 163

167 La recherche de l excellence doit se traduire, au niveau des individus, par une démarche rigoureuse et prudente. RTE - Travaux sous tension dans un poste 400 kv 164

168 4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain Résumé La culture de sûreté des acteurs concernés par la sûreté du Système doit être suffisante pour que chacun traite, avec le niveau d'importance qui convient, les questions relatives à la sûreté de fonctionnement du système électrique. La recherche de l'excellence pour toutes les questions relatives à la sûreté suppose : de garantir la compétence des acteurs concernés, par un dispositif de formation et de qualification adapté, de disposer d'un corps de doctrines clair et cohérent permettant des prises de décision fondées et rapides, de s améliorer par le REX. Elle doit se traduire, au niveau des individus, par : une attitude interrogative permanente et le refus de se contenter des résultats acquis, une démarche rigoureuse et prudente basée notamment sur la mise sous assurance qualité des activités sensibles vis-à-vis de la sûreté du Système, le développement de la transparence, de la communication et du retour d'expérience. Les progrès dans la maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique passent par la prise en compte du "Facteur Humain". L'individu est un facteur de progrès. 165

169 166 RTE - Poste 225 et 63 kv

170 AA1 Annexe 1 Fonctionnement du du Système :: notions de de base A.1.1 La maîtrise des transits A.1.2 Le réglage de la fréquence A.1.3 Le réglage de la tension A.1.4 La règle du N-k A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement A.1.6 Les plans de protection 167

171 Lors de l indisponibilité d une liaison, le transit qui la traversait se reporte sur les ouvrages voisins encore en service. RTE - Ligne 225 kv ruinée au col du Lautaret 168

172 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.1 La maîtrise des transits Dans un réseau d interconnexion, par essence maillé, la répartition des transits d énergie dépend essentiellement : - de la localisation des charges, - de la localisation des groupes de production en fonctionnement, - des échanges transfrontaliers, - de la localisation des moyens de compensation de l énergie réactive, - des impédances des ouvrages de transport. Ces transits d énergie constituent un flux allant des postes où sont raccordées les centrales vers les postes où sont raccordés les clients ; il emprunte les lignes et les câbles de transport en se répartissant au prorata de l inverse de leur impédance. Ce qui est, en quelque sorte, une préférence marquée pour le "chemin le plus court". Ce flux d énergie se matérialise par le courant qui traverse les ouvrages. Plus le transit d énergie est élevé et plus les intensités des courants seront fortes. Ces intensités peuvent croître, en particulier lorsqu un ouvrage a déclenché suite à un défaut. En effet, le transit supporté initialement par cet ouvrage va se reporter sur les ouvrages voisins : c est le phénomène du report de charge. Or, à tout instant, l exploitant du Système doit garantir que le courant de transit dans les ouvrages de transport (liaisons aériennes et souterraines, transformateurs et autotransformateurs) se situe en deçà d un seuil fixé : intensité maximale admissible en régime permanent (IMAP) pour les lignes et les câbles, courant nominal pour les appareils de transformation. En cas de dépassement, des protections de surcharge alertent le dispacher qui dispose alors d un temps limité, variable selon l ampleur du dépassement (20 mn, 10 mn ou 1 mn pour les liaisons 400 kv), pour ramener le transit à une valeur acceptable. Dans le cas contraire, la protection de surcharge fait déclencher l ouvrage à l échéance de la temporisation. La régulation des transits est assurée en jouant principalement sur deux paramètres : - la topologie du réseau : en adaptant les schémas d exploitation, le dispatcher modifie les impédances des différentes mailles du réseau (création de files longues pour augmenter l impédance du réseau ou, au contraire, mise en parallèle d ouvrages pour la diminuer) et joue sur la répartition des charges par rapport aux sources de production ; 169

173 Les outils de conduite des dispatchings permettent de surveiller les transits en situation N et de détecter l apparition d éventuelles contraintes en N - k. 170

174 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.1 La maîtrise des transits - les programmes de production : en adaptant les programmes de production des groupes, le dispatcher joue sur la répartition des sources de production par rapport aux charges. En situation ultime, le dernier recours est d agir sur les charges en délestant de la clientèle. Pour une topologie donnée, il est possible d évaluer, grâce aux outils de conduite et de simulation, les transits dans chacun des ouvrages en fonction du plan de production adopté et de la localisation des charges. De la même façon, il est possible de calculer l impact du déclenchement d un ouvrage de transport ou de production, sur la valeur des transits dans les ouvrages restants. La détermination de l impact du déclenchement d un ouvrage sur les ouvrages restants fait appel à la notion de coefficient de report : pour les lignes et les câbles, le coefficient de report d un ouvrage A sur un ouvrage B donne la proportion du transit de l ouvrage A qui se reportera sur l ouvrage B, en cas de déclenchement de A ; pour les ouvrages de production, le coefficient de report d un groupe de production sur un ouvrage de transport donne la proportion de la variation de puissance du groupe qui se reportera, le cas échéant, sur l ouvrage de transport. Ces calculs sont utilisés en permanence, tant au niveau prévisionnel qu au niveau temps réel, pour vérifier la viabilité et la robustesse des schémas d exploitation, notamment vis-à-vis du respect de la règle du N-k. En temps réel, ils sont réalisés de manière cyclique par l outil de conduite ou à la demande du dispatcher pour détecter l apparition d éventuelles contraintes en N-1 ou N-2 avec la fonction d analyse secondaire disponible dans les outils de conduite. 171

175 172 Fréquence

176 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence A LE MAINTIEN DE L ÉQUILIBRE PRODUCTION-CONSOMMATION La fréquence : une grandeur commune Le réseau électrique européen est un système interconnecté comportant des organes de production (centrales), des ouvrages de transport (lignes, postes) et des charges. En fonctionnement normal, on peut considérer que la fréquence est uniforme à un instant donné sur l ensemble du réseau (les alternateurs, étant reliés entre eux par le jeu des forces électromagnétiques, tournent tous à la même vitesse électrique). La fréquence : une grandeur à surveiller Le maintien d une fréquence proche de sa valeur nominale est nécessaire au bon fonctionnement des matériels électriques optimisés pour cette valeur ; la fréquence doit rester comprise dans la plage 50 Hz ± 0,5 Hz. De trop grandes excursions de fréquence sont en outre inadmissibles pour certains matériels, dont les groupes de production, qui se retirent du réseau pour des écarts de fréquence de 2 à 4 Hz. Les petits écarts de la fréquence autour de sa valeur de référence, représentatifs du fonctionnement normal d un système, sont compensés par l inertie des masses tournantes des machines couplées au réseau. Le réglage de la fréquence : l action sur la production Face aux évolutions normales de la consommation et aux divers aléas rencontrés en exploitation (pertes de groupes de production ou de charges,...), le maintien de l équilibre offre-demande et d une valeur satisfaisante de la fréquence nécessite d adapter en permanence le niveau de la production à celui de la demande. Trois niveaux d action cœxistent : le réglage primaire, le réglage secondaire (fréquence - puissance), le réglage tertiaire. A LES RÉGLAGES AUTOMATIQUES EN TEMPS RÉEL A Le réglage primaire de fréquence Le réglage primaire est assuré par les boucles de régulation ("régulateurs de vitesse") situées sur les groupes de production. 173

177 Quelques définitions P n : Puissance nominale du groupe (MW) K : Énergie réglante primaire du groupe (MW/Hz) P n 1 =. : statisme de la régulation Fo K k = 1 : gain statique Pour une tranche de 900 MW : K = 450 MW/Hz = 0,04 k = 25 Quelques ordres de grandeur Pour l Europe, Kj ~ MW/Hz dont plus d un quart pour la France et la péninsule ibérique. Conséquence de la perte d un groupe de MW en France (taille des plus grosses unités) : si la France était seule en réseau séparé (déconnectée du reste de l Europe) avec K = MW/Hz, la chute de fréquence serait de 260 mhz et la contribution de chaque groupe au réglage primaire devrait être de 13 % de sa puissance nominale (c est-à-dire au delà des capacités constructives de réglage primaire de fréquence de la plupart des installations de production) ; si la France est interconnectée au reste de l Europe (situation normale) avec K = MW/Hz, la chute de fréquence est de 65 mhz et chaque groupe réglant participe pour 3,2 % de sa puissance nominale. L interconnexion permet à tous les partenaires de mutualiser les participations au réglage primaire de fréquence et à chacun de réduire le dimensionnement de sa réserve primaire aussi bien au niveau des dispositions constructives des nouvelles unités de production qu en exploitation. 174

178 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence Par une correction rapide (en quelques secondes) et décentralisée, il permet de retrouver l équilibre production-consommation après perturbation, si toutefois la réserve primaire de fréquence disponible est suffisante. Pour un groupe donné Le régulateur de vitesse agit sur les organes d admission du fluide moteur à la turbine et cherche à imposer, à l équilibre, une relation linéaire entre la vitesse (image directe de la fréquence) et la puissance. En tenant compte des limitations liées au matériel, la caractéristique statique de ce réglage est celle de la figure ci-dessous. P max P, P c f 0 : Puissance maximale constructive : Puissance affichée au limiteur (puissance maximale autorisée au moment considéré) : Consigne de puissance affichée : Fréquence de référence (50 Hz) Cette relation linéaire s écrit sous la forme : P- P 0 = K (f - f 0 ) Pour l ensemble des groupes du réseau Compenser une variation brutale du bilan Pbil nécessite une action répartie sur tous les groupes telle que, en fin d action du réglage : P bil = K j (f 1 - f 0 ) K j : Énergie réglante primaire du réseau. f 1 : Fréquence atteinte en fin d action du réglage. Le réglage primaire rétablit l équilibre offre-demande si la réserve primaire est suffisante, mais la fréquence finale est différente de la fréquence de référence. 175

179 176 Deux cas de positionnement du limiteur

180 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence P bil = P des groupes. La réserve primaire disponible est la somme des réserves primaires des groupes participants. Au niveau de l Europe, la règle est que cette réserve représente au moins MW correspondant à la perte simultanée des deux plus gros groupes existants (tranches N4 françaises). Chaque groupe participant aura effectué une variation de puissance : P j =- K j P nj (f 1 - f 0 ) / f 0 K j =0pour un groupe hors réglage ou atteignant le limiteur. Il importe donc qu un groupe en réglage primaire ne voie pas sa participation réduite par un usage inapproprié du limiteur qui amputerait la réserve escomptée par l exploitant du Système. On notera que les excursions de la fréquence sont d autant plus faibles que l énergie réglante primaire ( K j ) du réseau est grande. LE RÉGLAGE PRIMAIRE RÉTABLIT L ÉQUILIBRE OFFRE-DEMANDE MAIS LA FRÉQUENCE FINALE EST DIFFÉRENTE DE LA FRÉQUENCE DE RÉFÉRENCE A Le réglage secondaire fréquence-puissance L adaptation rapide de la production à la consommation faite par le réglage primaire, laisse, en fin d action, un écart de fréquence. Elle provoque également des variations de transit entre les pays : toutes les machines des différents pays réagissent à la variation de la fréquence commune, même si la perturbation s est produite dans un pays voisin. Objectif du réglage secondaire Soit f l écart de fréquence résiduel et P i l écart entre le bilan P i des puissances observées sur les lignes d interconnexion internationales d un pays donné (la France au hasard) et le bilan P io des échanges contractuels à respecter ( P io > O : exportation trop importante). Pour un incident localisé en France, représentant une perte de production P i la réaction de l ensemble des groupes interconnectés se traduit par : P i +K f = P P i = écart d échange. Représente l aide apportée par nos partenaires. K f = action du réglage primaire français. 177

181 L objectif du réglage secondaire fréquence-puissance (RSFP) : - ramener la fréquence à sa valeur de référence, - ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs programmées. 178

182 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence En divisant par K, on obtient un écart homogène à une fréquence : E = f + P i / K. En fait, le réglage secondaire utilise le paramètre, appelé "énergie réglante secondaire" tel que : E = f + P i / (sans entrer dans les détails, le réglage secondaire français inclut la péninsule ibérique, ce qui conduit à choisir =K France + péninsule ibérique, si l on respecte la loi de Darrieus explicitée plus loin). Le réglage secondaire va alors intervenir avec un double objectif : ramener la fréquence à sa valeur nominale f = f 0 et ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs contractuelles. Principe du réglage secondaire Un organe centralisé situé au dispatching national a pour rôle de modifier le programme de production des groupes afin d annuler l écart de puissance Pi + f. Pour cela, il élabore, à partir des télémesures de la fréquence et des transits sur les lignes d interconnexion, un signal N(t) appelé niveau de téléréglage, compris entre -1 et +1, et l envoie aux groupes de production participant au réglage secondaire afin de modifier leurs puissances de consigne. Expression du niveau N(t) : Certains paramètres sont à la disposition du dispatcher national : : gain intégral (ou pente) du réglage (MW/tour), Pr : demi-bande de réglage (MW), ; énergie réglante secondaire (MW/Hz), : gain proportionnel. 179

183 Action du réglage secondaire en Europe lors du déclenchement d un groupe de MW en France.. 180

184 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence Choix des paramètres du réglage secondaire Choix des paramètres et Prenons l exemple simple de deux pays, A et B, interconnectés. On note P A et P B leurs productions, C A et C B leurs consommations intérieures, K A et K B leurs énergies réglantes primaires, A et B leurs énergies réglantes secondaires, Pio la puissance transitant de A vers B (programme). À la suite d une perturbation en A (par exemple une variation de consommation C A ), en admettant que l action du réglage secondaire est lente devant celle du réglage primaire, ce qui se vérifie si on choisit une constante de temps de l intégrateur suffisamment grande (de l ordre de 100 s), on peut considérer que le réglage primaire établit un premier équilibre. On peut alors écrire : P A = C A + Pi = K A f et P B = Pi = - K B f. Les termes à intégrer sont : et Si on fait en sorte de choisir A =K A et B =K B on obtient E B =0.Seul le niveau du pays A va donc varier pour rétablir f = f 0 et P i =0. LOI DE DARRIEUS Si, pour chacun des partenaires, le paramètre est choisi égal à l énergie réglante primaire K, alors seul le réglage secondaire du réseau perturbateur assurera la correction de la perturbation. 181

185 182 Le respect, par chaque groupe, de la contribution demandée par le réglage secondaire permet d assurer la qualité de la fréquence et le respect du programme d échanges.

186 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence Participation des groupes au RSFP RTE communique à chacun des producteurs sa contribution en MW au RSFP. Les producteurs sélectionnent les groupes participant au RSFP en fonction de leurs capacités dynamiques à moduler leur production et de leur coût. La constitution de la bande de réglage peut nécessiter le démarrage de groupes supplémentaires. Pour chaque groupe participant au RSFP, la puissance de consigne P c =P co +N p r varie entre P co - p r et P co + pr (P co consigne à 50 Hz et p r participation du groupe). La relation p r = P r permet d assurer l utilisation de toute la bande de réglage pour N =±1. Valeurs possibles de la participation - Tranches nucléaires : p r =5% P n, soit 50 MW pour un REP 900 MW. - Tranches thermiques classiques à puissance nominale : p r =10% P n. - Groupes hydrauliques : variable, p r peut atteindre, voire dépasser, 25 % P n. Mais ces participations peuvent être réduites pour certains groupes, de façon provisoire ou permanente. Pente de variation de la puissance Tous les groupes de production ne sont pas aptes à supporter fréquemment des variations rapides de leur production. En fonctionnement normal, la pente du niveau est limitée à environ 0,15/mn (7 MW/mn pour un groupe REP 900 MW, soit une traversée de la bande de réglage en 13 mn). Sur incident ( E > seuil prédéfini), le régulateur passe en pente rapide : 0,9/mn, soit une exploration de la bande de réglage en 2 mn. 183

187 En fin d'action des réglages primaire et secondaire sur une perturbation deux situations possibles Utilisation de toute la réserve secondaire : Pc = Pco + pr ; N = 1 (niveau en butée). Les écarts ne sont pas entièrement résorbés. Utilisation d'une partie seulement de la réserve secondaire Pc = Pco + N.pr. Les écarts sont corrigés : f = 50 Hz, Pi = Pio. La droite (N = 1, N = 0, ) caractérise le régulateur du groupe. Le niveau décale la droite parallèlement à elle-même. Notations : P, : puissance au limiteur P co : consigne à 50 Hz et N = 0 P c : consigne à 50 Hz p r : demi-bande de réglage secondaire pour un groupe P n : puissance nominale N : niveau P : puissance active fournie f : écart de fréquence P i : puissance échangée avec l'étranger 184

188 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.2 Le réglage de la fréquence A LES AJUSTEMENTS MANUELS EN TEMPS RÉEL Le réglage tertiaire L exemple précédent montre que l action du réglage secondaire, suite à une perturbation, peut ne pas résorber entièrement les écarts de fréquence et de transit de puissance sur les interconnexions, le niveau atteignant sa butée (N = ±1). La réserve primaire est alors entamée et la réserve secondaire épuisée. L arrivée en butée de niveau (haute ou basse) peut aussi être le résultat d une dérive lente entre la consommation et les programmes de marche des groupes (image de la prévision de consommation). Il est nécessaire de reconstituer les réserves épuisées pour se prémunir de tout nouvel aléa. En prévision de circonstances de ce type, il est prévu, par contractualisation journalière en J-1, une réservation de puissance qui est décomposée en plusieurs produits selon son délai de mobilisation et sa durée d utilisation : réserve tertiaire rapide 15 minutes, réserve tertiaire complémentaire 30 minutes, réserve à échéance,... Cette puissance est mobilisée, selon les besoins en temps réel et les échéances, par appel sur le mécanisme d ajustement (cf. 1.5 de cette annexe), afin de recaler les programmes de production sur la réalisation et de reconstituer les réserves primaires et secondaires (f = 50 Hz, N = 0). La réserve de puissance à mobilisation rapide est constituée avec des groupes qui ne sont pas à la puissance maximale ou qui peuvent démarrer rapidement (groupes hydrauliques, turbines à combustion). À noter qu une réserve à la baisse est également prévue, toujours par contractualisation. Le réglage tertiaire, coordonné par le dispatching national, a pour but de mobiliser tout au long de la journée, autant que de besoin, la réserve tertiaire tout en cherchant à la reconstituer ou à l ajuster en fonction des évolutions du Système. En s appuyant sur le mécanisme d ajustement, il fait appel à des offres à la hausse par ordre de prix croissant en cas de production insuffisante. Dans le cas contraire (excès de production), on fait appel à des offres à la baisse par ordre de prix décroissant. 185

189 LE RÉGLAGE DE LA TENSION EST UNE NÉCESSITÉ POUR Exploiter le réseau en assurant la sûreté Maintenir la tension d alimentation des clients dans les plages contractuelles Respecter les contraintes de fonctionnement des matériels Minimiser les pertes Utiliser au mieux la capacité des ouvrages de transport 186

190 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension A POURQUOI RÉGLER LA TENSION? Satisfaire les clients, les distributeurs et les producteurs La tension constitue, avec la fréquence, un des principaux paramètres de la sûreté du Système. Ce paramètre est commun aux différents utilisateurs : clients, distributeurs, producteurs, raccordés sur un même nœud électrique. Pour les clients et les distributeurs, chaque contrat de fourniture définit la tension d alimentation déclarée et la plage de variation acceptée autour de cette valeur. Ces deux termes, qui conditionnent le dimensionnement des appareils récepteurs des clients, doivent être, à tout moment, respectés. Pour le producteur, la tension doit également être maintenue dans une plage convenue qui soit supportable par les installations de production, faute de quoi les groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit la sûreté du système électrique. Satisfaire les besoins du Système Régler la tension est également nécessaire pour garantir le bon fonctionnement global du Système, tant sous l aspect économique que sous l angle de la sûreté. Un bon réglage permet en même de temps de diminuer les pertes réseau, d utiliser au mieux les capacités de transport disponibles et d éviter le risque d effondrement en tension, tel que ceux qu ont connus la Belgique en 1982, l ouest de la France et le Japon en Respecter les contraintes de fonctionnement des matériels Enfin, la tension doit être maintenue, en tout point du réseau HTB, dans une bande étroite compatible avec le dimensionnement des matériels : - des tensions trop hautes entraînent le vieillissement ou la destruction des matériels raccordés ; - des tensions trop basses provoquent des surcharges dans les lignes, perturbent le bon fonctionnement de certaines protections et des régleurs en charge des transformateurs, affectent la tenue des auxiliaires des installations de production et, d une manière plus générale, des process des utilisateurs du RPT. 187

191 QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR On peut représenter une ligne THT par le schéma équivalent suivant : R : résistance des conducteurs X : inductance de ligne C : capacité homopolaire de la ligne Pour une ligne 400 kv R 3 / 100 km X 30 / 100 km C 1,2 mf / 100 km soit environ 60 MVAR fournis par 100 km de ligne à vide (C /2. U A2 + C /2. U B2 ) 188

192 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension La tension : une grandeur qui fluctue Mais, par nature, la tension fluctue. Elle est d abord affectée par des variations lentes et générales liées aux cycles d évolution saisonnière, hebdomadaire et quotidienne de la consommation (sans action préventive de la part de RTE, la tension serait plutôt basse aux heures de pointe et haute aux heures creuses) ; elle subit aussi des variations rapides liées à de multiples aléas : fluctuations aléatoires des charges, changements de topologie du réseau, déclenchements d'ouvrages de transport ou de groupes de production. Il est donc nécessaire, pour que la tension soit maintenue en tout point du réseau HTB dans la plage souhaitée, de disposer de moyens de réglage adaptés et parfaitement coordonnés entre eux. A TENSION ET RÉACTIF : UN COUPLE INSÉPARABLE La tension en un point du réseau est fonction d'une part des forces électromotrices des générateurs qui y sont raccordés et, d'autre part, des chutes de tension dans les divers éléments du réseau : machines, transformateurs, lignes,... Les chutes de tension Si on examine le cas très simple d'une charge alimentée par une source de tension constante, à travers une ligne (cf. schéma ci-dessous), on peut écrire de façon approchée, que la chute de tension dans la ligne ( V= V - V ), induite par les flux de puissance active et réactive (P et Q) appelés par 1 2 la charge, est égale à : V= (R P + X Q) / V 2 189

193 La puissance réactive voyage mal. RTE - Lignes 400 kv Au-delà d une certaine distance, la puissance réactive fournie par les alternateurs ne peut pas parvenir là où on en a besoin. 190

194 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension Pour une ligne THT, X 10 R : C'est la circulation de réactif qui crée généralement les chutes de tension prépondérantes.tension et puissance réactive sont donc des grandeurs très liées. Ainsi, la puissance réactive voyage mal (elle crée des chutes de tension). Cela a pour conséquence qu au-delà d'une certaine distance, la puissance réactive fournie par les alternateurs ou les condensateurs ne peut pas parvenir jusqu'à l'endroit où on en a besoin. La puissance maximale transmissible V X Q / V 2 Par ailleurs, si l'on considère une charge variable purement active (Zch = Rch) et que l'on examine l'évolution de la tension à ses bornes en fonction de la puissance active qui lui est transmise à travers la ligne, on constate que lorsque la charge augmente (c'est-à-dire lorsque Rch diminue), la puissance transmise à la charge commence par augmenter, puis passe par un maximum, avant de diminuer (cf. courbe ci-dessous) : Il existe un point critique (correspondant à la tension critique Uc et à la puissance maximale transmissible), au-delà duquel il devient impossible de faire transiter plus de puissance vers la charge. On retrouve là une propriété bien connue : il existe une valeur maximale de puissance active transmissible à une charge à travers une ligne, à partir d'une source de tension constante. 191

195 Puissance maximale transmissible à une charge La puissance maximale transmissible à une charge depuis une source à tension tenue est égale à : U 1 2 P max =. Z cos 2 (1+cos(ß- )) Elle atteint sa valeur maximale pour = 0 et ß = 90 (Z = X) et vaut alors : P max = U X La puissance transmissible entre deux points à " tension tenue " reliés par une réactance est égale à : P = U 1 U 2 X sin = angle de transport Sa valeur maximale est atteinte pour = 90 et vaut : P max = U 1 U 2 /X On voit que, si l on parvient à maintenir la tension constante aux bornes de la charge, la puissance maximale transmissible est deux fois plus grande que lorsque la tension est maintenue constante uniquement aux bornes du groupe. D où l intérêt de disposer de nombreux points à tensions tenues. 192

196 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension Pour une charge quelconque Z ch, cette puissance maximale correspond à une valeur de l'impédance de la charge telle que : Z ch / Z = 1 et s'exprime de la manière suivante : U 1 2 P max =. Z cos 2 (1+cos( - )) où : U 1 est la tension tenue en un point du réseau, Z est l'impédance de la ligne entre le point à tension tenue et la charge, est le déphasage introduit par la charge, (tg = 0 lorsque la charge est compensée exactement), est le déphasage introduit par la ligne. Cette expression de P max montre, entre autres, que : - plus la tension d'exploitation est haute (U1), plus la puissance maximale transmissible est grande. D'où l'intérêt d'exploiter avec un plan de tension le plus haut possible ; - plus l impédance du réseau est faible (Z), plus la puissance maximale transmissible est grande. D'où l'intérêt d'avoir un réseau suffisamment dimensionné et d'exploiter avec le maximum de lignes disponibles ; - plus diminue, c'est-à-dire plus la compensation de la charge augmente (grâce à l'adjonction de condensateurs), plus la puissance transmissible croît. D'où l'intérêt de compenser au maximum (voire de surcompenser) et au plus près des charges, la puissance réactive qu'elles consomment. A COMPENSATION DE LA PUISSANCE RÉACTIVE Régler la tension suppose donc, tout d'abord, de maîtriser les transits de puissance réactive qui sont dus à deux causes : - la consommation des charges : elle est caractérisée par la tangente des récepteurs, très variable selon le type de charge, lui-même différent selon le type de jour (ouvré ou non) et l heure (tangente plus faible en heures creuses qu en heures pleines) ; - les éléments du réseau (transformateurs, lignes et câbles) : les lignes peuvent fournir ou absorber de la puissance réactive, selon que la puissance transitée est inférieure ou supérieure à sa valeur caractéristique. 193

197 La stabilité en tension est dégradée lorsque la tension d exploitation baisse ou lorsque les charges sont insuffisamment compensées. Pour une tg donnée, la P max transmissible augmente avec la tension de la source. Pour un niveau de tension donné, la P max transmissible augmente avec la compensation de la charge. 194

198 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension Comment exercer une compensation efficace du réactif pour maîtriser ces transits? Sur les réseaux de distribution Comme la puissance réactive voyage mal, les problèmes de réactif doivent être au maximum traités localement si l on veut pouvoir les régler. Les interfaces entre transport et distribution ne peuvent donc pas être négligées vis-à-vis de cette question. La meilleure compensation est à l'évidence celle qui est effectuée au niveau des appareils d utilisation eux-mêmes en incitant le client, par un tarif approprié, à installer des condensateurs. Mais elle n'est pas toujours suffisante et doit donc être complétée par une compensation effectuée directement sur les réseaux de distribution. Celle-ci est réalisée à l'aide de condensateurs installés sur les réseaux HTA et commandés, pour l'essentiel, de manière automatique par des relais varmétriques. Pour obtenir une "bonne compensation", il est indispensable de disposer de condensateurs en quantité suffisante, installés là où cela est nécessaire et commandés de façon efficace par des relais varmétriques disponibles et bien réglés. En cas contraire, il en résulte des problèmes de tenue de la tension sur le réseau de distribution qui ont des conséquences néfastes sur la sûreté du réseau de transport. Sur les réseaux de transport La compensation de la puissance réactive est également nécessaire à ce niveau. Elle a pour but de compléter (si nécessaire) celle des réseaux de distribution et de réaliser la compensation du réseau de transport. Les alternateurs raccordés au réseau de transport peuvent fournir ou absorber de la puissance réactive de façon très simple, en faisant varier leur courant d excitation. Ceci n est bien sûr possible que dans les limites de réserve du réactif permises par leur "diagramme de fonctionnement". C est pourquoi il faut que les moyens de production soient construits de façon à disposer de réserves de réactif suffisantes. Il faut aussi que ces possibilités soient réellement disponibles, et que les réserves réelles soient connues des exploitants du Système ; dans le cas contraire, la sûreté du réseau est mise en danger, puisque les exploitants risquent de compter sur des réserves qui en fait n existent pas. 195

199 196 Régler la tension suppose de maîtriser les transits de puissance réactive

200 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension L action des groupes peut se révéler insuffisante, du fait de leur localisation sur le réseau (le réactif voyage mal!), de leur indisponibilité ou de leurs possibilités limitées. Il est donc nécessaire de recourir à d autres moyens de compensation : condensateurs, réactances, voire compensateurs synchrones. Ici aussi, il est primordial pour la sûreté que ces moyens soient installés là où il convient et soient effectivement disponibles. Compte tenu des caractéristiques très différentes des groupes de production et des condensateurs, en matière de contribution au réglage de la tension et de compensation du réactif, un usage pertinent de ces différents moyens s impose. Les groupes fournissent un réactif qui est mobilisable instantanément et peut être régulé de façon très fine. De son côté, la manœuvre des gradins de condensateur nécessite des délais et se fait en tout ou rien ; de plus, le réactif fourni par un condensateur diminue quand sa tension baisse. Les condensateurs sont un moyen utile, mais leur réactif n est pas du tout comparable au réactif "dynamique" des groupes de production. En pratique, on privilégie la mobilisation des moyens de compensation statique (condensateurs, réactances) afin de préserver une partie du réactif des groupes pour les réglages fins et rapides et la réponse aux incidents. A RÉGLAGE DE LA TENSION DE RÉSEAU THT Sur le réseau THT, le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par une succession de trois niveaux de commande ayant des constantes de temps échelonnées dans le temps et permettant de mobiliser les réserves réactives sur des zones de plus en plus étendues. Sur les réseaux de niveau de tension inférieur (90, 63 kv et HTA), le réglage de la tension est assuré par les régleurs en charge automatiques installés sur les transformateurs THT/HT et HTB/HTA. 197

201 Limites constructives de l alternateur : le diagramme P-Q aux bornes du stator Pour une tension donnée aux bornes stator, le domaine de fonctionnement possible de l alternateur a l allure suivante, exprimé dans les axes puissance active-puissance réactive Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques : limite liée à l échauffement des zones d extrémité du stator (combinaison des flux stator et rotor), limite d intensité stator (problème d échauffement des circuits statoriques), limite de courant rotor (problème d échauffement des circuits magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs), limite de l induction dans l entrefer (échauffement des tôles du circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs), À chaque valeur de la tension stator correspond un diagramme différent. 198

202 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension Le réglage primaire automatique de tension Les alternateurs sont les seules sources qui permettent d avoir sur le réseau de transport des points à tension régulée constante ; il faut pour cela qu ils soient équipés d un régulateur primaire de tension. Ce dispositif automatique asservit des grandeurs locales (le plus souvent la tension, plus exceptionnellement la puissance réactive) à des valeurs de consigne, en agissant sur la tension d excitation de l alternateur. Cette action est quasiment instantanée et elle permet de répondre aux fluctuations aléatoires de la charge, changements de topologie et incidents, du moins tant que le groupe de production n atteint pas ses limites de réactif. Il s agit ainsi du moyen le plus précieux qui existe en matière de réglage de tension. Tout doit donc être fait pour que les groupes soient équipés de régulateurs primaires bien réglés et pour que les possibilités de réactif des groupes soient réellement disponibles et connues des opérateurs de conduite du Système. Le réglage secondaire automatique de tension Lorsqu ils sont sollicités, les régulateurs primaires agissent instantanément et trouvent automatiquement un nouveau point de fonctionnement de l alternateur. Si l on n agit pas sur les consignes des régulateurs, certains groupes risquent de produire inutilement du réactif qui sera consommé par d autres. Par ailleurs, au-delà de l action locale des régulateurs primaires et de celle des régleurs en charge, la maîtrise du plan de tension nécessite des actions plus globales, au niveau régional, pour faire face aux variations de la charge et de la topologie. Cette coordination des actions est assurée sur le réseau THT français de façon automatique par le réglage secondaire de tension (RST). Son principe consiste à organiser le réseau en "zones" de réglage et à contrôler le plan de tension séparément à l intérieur de chaque zone en agissant de façon automatique et coordonnée sur la puissance réactive de certains groupes de production de la zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés "groupes réglants". L action du RST consiste à réguler la tension d un point particulier de la zone, le "point pilote", qui est choisi de façon à ce que sa tension soit bien représentative de celle de l ensemble de la zone. 199

203 Mode de réalisation du RST Le RST assure simultanément, dans chaque zone, la régulation du plan de tension et la répartition de la puissance réactive entre les groupes réglants. Le schéma d asservissement comporte une boucle de régulation située au dispatching régional (régulateur de zone) qui permet de modifier automatiquement la consigne du régulateur primaire de tension des groupes asservis. Transmission de la tension du point pilote Vp Jeu de barres pilote Consigne Vc Régulateur de zone Dispatching régional Niveau N Participation Qr X Boucle en réactif Consigne Uo réactif produit par le groupe Régulateur primaire de tension Uex tension stator U Groupe i + 1 Groupe i + 2 Groupe de production i Réseau p Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote) Uex : tension d'excitation de l'alternateur Vp : tension mesurée au point pilote Uo : consigne du régulateur primaire de tension 200

204 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension Pour que ce dispositif soit efficace, il convient de disposer dans la zone de groupes réglants capables de fournir une puissance réactive suffisante. Il faut aussi qu il soit possible de trouver des zones de réglage suffisamment indépendantes. Comme l évolution du système électrique a accentué les couplages entre zones, ceci a conduit à développer un nouveau système, appelé réglage secondaire coordonné de tension (RSCT), utilisé dans la région Ouest, capable de tenir compte de ces interactions. La bonne contribution du RST et du RSCT à la sûreté de fonctionnement du Système demande bien sûr des actions appropriées des opérateurs : maintien de la disponibilité et de la performance des régulateurs, mise à disposition de liaisons de transmission fiables et performantes, respect des consignes d exploitation. Il faut aussi qu un nombre suffisant de groupes participent aux réglages primaire et secondaire. Le réglage tertiaire de tension Le réglage tertiaire de tension est manuel. Il s agit de l ensemble des actions commandées par les opérateurs des dispatchings pour coordonner le plan de tension entre les différentes zones de réglage secondaire. Les régleurs en charge de transformateurs Afin de maintenir le plan de tension sur les réseaux 90 kv et 63 kv (et en HTA), les transformateurs THT/90-63 kv (et les transformateurs HTB/HTA) sont munis de régleurs en charge automatiques. En modifiant le rapport de transformation en fonction des variations de la tension au primaire, les régleurs permettent de maintenir la tension autour de la valeur de consigne au secondaire. Les changements de prise sont effectués avec une temporisation initiale (passage de la première prise) de 30 secondes pour les transformateurs du réseau de transport (1 minute pour les transformateurs HTB/HTA), puis de 10 secondes pour le passage des prises suivantes. Très utiles en situation normale, ces dispositifs risquent en situation d incident de contribuer aux écroulements en tension (cf. suivant). 201

205 Illustration de l action du RST Considérons sur le réseau simplifié suivant que le groupe G2 en pleine fourniture de réactif déclenche à t = t 0 Évolution des tensions si le RST est hors service : Évolution des tensions si le RST est en service : 202

206 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.3 Le réglage de la tension A LE PROBLÈME DE L ÉCROULEMENT DE TENSION La marge qui sépare, à tout instant, le fonctionnement du Système de l écroulement en tension dépend beaucoup des conditions d exploitation du réseau : valeur de la tension, choix des prises des autotransformateurs et des transformateurs principaux des groupes, évolution de la charge, topologie, points où la tension peut être tenue par des groupes de production, déclenchements de lignes,... Elle peut se réduire soudainement en présence d aléas, tels que le déclenchement de groupes ou l atteinte par les groupes de leurs limites de réactif. Les régleurs en charge des transformateurs risquent de favoriser les écroulements de tension si des précautions ne sont pas prises. En effet, lorsqu ils détectent une tension basse du côté des charges, ils provoquent des changements de prise jusqu à retrouver la tension de consigne souhaitée. Ceci conduit à augmenter les courants dans les lignes côté HTB et à accroître les chutes de tension, en rapprochant toujours plus le point de fonctionnement du Système du point critique caractérisant l écroulement de tension. Dans ce cas, en France, des dispositifs automatiques permettent de bloquer les régleurs en charge sur la prise courante, voire de revenir à une prise plus haute. Le critère de blocage est le franchissement d un seuil minimal de tension sur un noeud électrique représentatif de chaque zone du réseau. 203

207 204 La règle du N-k définit le niveau de risque maximal accepté.

208 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.4 La règle du N-k L'exploitant du Système doit faire en sorte, qu'à tout instant, le Système reste viable après un aléa hypothétique sur la situation nominale conduisant à la perte (1) de k ouvrages (cf. 2.3). Vis-à-vis de ce type d aléa, il peut néanmoins tolérer un certain risque en fonction d'un arbitrage coût - sûreté. La règle du N-k définit le niveau de risque maximal toléré, évalué par une valeur de référence du produit "Probabilité de l événement x Profondeur de coupure" : plus la probabilité d un événement est forte, plus la coupure admise (en MW) est faible. Cette valeur de référence partage le plan "conséquences - probabilité" en quatre domaines distincts : - la zone des risques acceptables (zone 4), - la zone des risques inacceptables (zone 3), - la zone des conséquences inacceptables (zone 2), - la zone des risques pour laquelle l'exploitant du Système accepte de solliciter le plan de défense (zone 1). Si les conséquences potentielles d'un aléa sont inacceptables (zone 2) ou si le risque encouru est supérieur au risque maximal toléré (zone 3), l'exploitant du Système doit ramener la coupure prévisionnelle aux niveaux tolérés ou, si ce n'est pas possible, la minimiser, en prévisionnel et en temps réel. Pour cela, il peut mettre en œuvre des moyens entraînant des surcoûts d'exploitation. Lorsque plusieurs solutions sont possibles, il doit chercher à minimiser les conséquences des événements redoutés. (1) : Il s agit bien de la perte d ouvrages ; les ouvrages consignés sont déjà déclarés hors service dans l état nominal du réseau. 205

209 La perte d un groupe de production ne doit pas avoir d impact sur l alimentation de la clientèle. SNET - Centrale de Provence 206

210 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.4 La règle du N-k Le tableau ci-après dresse une liste d'événements types à prendre en compte et précise, pour chacun, les conséquences et les risques tolérés. 207

211 Des réserves de puissance active doivent être pré-disposées pour assurer l équilibre offre-demande et résoudre les congestions sur le RPT. EDF - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux 208

212 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement A LES RÉSERVES ET MARGES D EXPLOITATION A Les besoins de réserves Conformément au rôle qui lui est assigné par l article 15 de la loi n , RTE assure l'équilibre entre l offre et la demande sur l ensemble du système électrique français et résout les éventuelles congestions du réseau public de transport, sur un horizon allant de la préparation journalière en J-1 jusqu au temps réel en J. Chaque producteur gère la mobilisation des moyens nécessaires pour fournir la consommation de ses clients, et certains aléas. RTE établit sa prévision de consommation globale France et calcule les valeurs des réserves requises pour couvrir les différents types d aléas. En temps réel, les réglages primaire, secondaire et tertiaire permettent de gérer l équilibre offre-demande, en utilisant des réserves ménagées à cet effet. RTE évalue les réserves effectivement disponibles. Si celles-ci sont insuffisantes, RTE procède à des ajustements sur les moyens de production. A Les aléas sur l équilibre offre-demande Aléas sur la consommation L'aléa météorologique (température, nébulosité) a une forte influence sur la consommation : ainsi, en hiver ou inter-saison, un écart de température d'un degré se traduit par une variation de la consommation pouvant atteindre MW. De même, en été, lorsque la température est supérieure à 25 0 C, un degré de plus génère une sur-consommation pouvant aller jusqu à 600 MW due au fonctionnement des divers moyens de production de froid (ce phénomène augmente chaque année avec le niveau d équipement en appareils de ventilation ou de climatisation). Une autre perturbation sur la consommation est liée aux enclenchements ou déconnexions de charges en début et fin de périodes tarifaires (heures creuses, EJP, ). Aléas sur la production Les moyens de production, comme tous les composants du Système, sont affectés dans leur fonctionnement par un certain nombre d événements fortuits et/ou de limitations entraînant, en temps réel, l indisponibilité fortuite d un certain volume de production. 209

213 Depuis le 1 er juin 1998, la valeur recommandée par l UCTE est déterminée à partir de la courbe ci-dessous : Cette courbe, de la forme : Pr = a L max + b 2 - b est établie de manière empirique avec : a = 10 et b = 150 P r = Demi-bande de réglage secondaire recommandée en MW L max = Charge maximale prévue de la zone de réglage en MW pour la période considérée 210

214 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement Variations sur les échanges internationaux L augmentation sensible des échanges est accompagnée d une concentration des modifications des programmes d échanges à certaines heures et des "changements de parallèle" de plusieurs milliers de MW entre la France et les autres pays sont courants. Dans ces phases de transition, le réglage secondaire fréquence-puissance est fortement sollicité. A Définition et dimensionnement des réserves et marges Réserve primaire Dans un réseau interconnecté, la réserve primaire est la somme des réserves primaires des groupes en réglage primaire. La réserve primaire d un groupe est la marge de puissance allouée au réglage primaire de fréquence (cf. annexe A.1.2). La règle UCTE prescrit pour la France une réserve primaire de 700 MW en permanence (+ 150 MW si fréquence de référence à 49,99 Hz / MW si fréquence de référence à 50,01 Hz). Réserve secondaire Pour un GRT ou plusieurs GRT appartenant à un même bloc de réglage, la réserve secondaire est la somme des réserves secondaires des groupes asservis au réglage secondaire fréquence-puissance. La réserve secondaire (instantanée) d un groupe correspond à la puissance (à la hausse ou à la baisse) encore disponible sous l'action du RSFP à un moment donné, compte tenu de la valeur du niveau N de RSFP à cet instant. Elle est égale à la Participation au RSFP lorsque le niveau N de RSFP est égal à 0, hypothèse prise dans les études prévisionnelles. RTE détermine pour chaque point demi-horaire le besoin de réserve secondaire : valeur recommandée par l UCTE pour les périodes où le gradient de la demande (consommation France + échanges internationaux) est faible (cf. page ci-contre) ou valeur majorée pour les périodes où le gradient de la demande est fort, avec un minimum de 500 MW quel que soit le niveau de la demande. Réserve tertiaire La réserve tertiaire, à la hausse ou à la baisse, est la puissance mobilisable en moins d une demi-heure. Elle est constituée à partir des offres d'ajustement soumises sur le mécanisme d ajustement (cf de cette annexe) qui ont un délai de mobilisation compatible avec l'utilisation envisagée dans le cadre du fonctionnement normal de ce mécanisme. 211

215 Elle comprend deux parties : la réserve tertiaire rapide : réserve de puissance mobilisable en moins de 15 minutes, pour une durée garantie d au moins une heure pour chaque activation et au moins deux fois par jour. D une valeur minimale de MW, la réserve tertiaire rapide a vocation à compléter les contributions au service de réglage secondaire de la fréquence. la réserve tertiaire complémentaire : réserve de puissance mobilisable dans un délai compris entre 15 minutes et une demi-heure, pour une durée garantie d'au moins six heures consécutives pour chaque activation et au moins une fois par jour. D une valeur minimale de 500 MW, la réserve tertiaire complémentaire est destinée à reconstituer la réserve tertiaire rapide. Réserve différée Puissance mobilisable dans un délai supérieur à une demi-heure et dont l'utilisation est garantie pour une durée consécutive donnée. La réserve différée permet de reconstituer chaque fois que cela est nécessaire le niveau de réserve tertiaire à la hausse (ou à la baisse) voulu, donc le niveau de la marge d'exploitation. Marge d exploitation (ou Marge) À l'instant t 0, la marge d'exploitation pour une échéance donnée t 0 correspond à la différence entre : + d - d'une part, l offre (1) connue à l instant t 0 comme devant être disponible à t 0 + d (à l exception d'actions exceptionnelles ou de sauvegarde), - d'autre part, la demande estimée à l instant t 0 comme probable à t 0 + d. Pour une marge à la hausse (ou à la baisse), c'est la production maximale (ou la production minimale) offerte qui sera prise en compte. Des disponibilités de réserves convenues entre GRT à l horizon t 0 + d (réserves "communes") peuvent aussi s intégrer, le cas échéant, à la marge d exploitation. 212 (1) : Par offre on entend pour l essentiel la production disponible ou déclarée comme telle par les responsables de programmation dans les programmes d'appel et la production offerte dans le cadre du fonctionnement normal du mécanisme d'ajustement.

216 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement Liens entre réserves et marge d exploitation : exprimée d'une autre façon, la marge est la somme algébrique des réserves secondaire (ou plus précisément de la participation au RSFP des groupes), tertiaire, différée, communes, qui correspondent chacune à des caractéristiques particulières, et du "bouclage" (1). La marge d'exploitation courante correspond à la marge constatée à l'instant courant t 0. Elle est établie à partir des valeurs courantes connues à l'instant t 0 des réserves et du bouclage et traduit le degré de sévérité de la situation vécue à t 0. Marge 15 minutes Il s'agit de la puissance mobilisable en moins de 15 minutes. Elle est constituée de la réserve tertiaire rapide et de la réserve secondaire et doit permettre de compenser la perte du plus gros groupe couplé (qui peut être d environ MW). Quelles marges conserver? La marge requise est la marge jugée nécessaire pour respecter un niveau de risque prédéfini de faire appel aux moyens permettant d éviter une défaillance du système électrique liée à l équilibre production-demande. Elle est fonction du niveau de production/demande, de la fiabilité estimée des moyens de production, de la caractérisation des aléas de consommation,... Chaque jour, en J-1, RTE définit ce volume pour diverses échéances représentatives et s assure, en J-1 puis en temps réel, que la marge disponible à ces échéances reste supérieure à la valeur requise. Il vérifie plus particulièrement que les offres présentes sur le mécanisme d ajustement permettent d atteindre cet objectif. Le risque admis Les marges d exploitation permettent de faire face aux aléas. Les fournisseurs ont la responsabilité de constituer les marges leur permettant de se couvrir contre les risques associés à leurs engagements contractuels. Les textes règlementaires ne fixant pas le niveau de risque minimal pour lequel les acteurs doivent se couvrir, ces derniers déterminent eux-mêmes ce niveau. RTE, compte tenu de son expérience dans ce domaine, définit le niveau de risque qu il lui paraît pertinent de couvrir pour l ensemble du système électrique français. Ce niveau est défini et valable pour les différents horizons temporels. Les règles (1) : Le bouclage est un indicateur caractérisant le déséquilibre entre la production programmée (en fait la somme des consignes de puissance active transmises aux producteurs par RTE) et la demande (consommation + échanges). 213

217 actuelles sont telles que la probabilité de faire appel à des moyens exceptionnels et actions de sauvegarde (interruption de contrat, délestage de clientèle, montée à P max pour les groupes,...) soit inférieure à : - 1 % à la pointe du matin, - 4 % à la pointe du soir. Ordres de grandeur À risque constant, la marge nécessaire évolue en fonction de l horizon temporel considéré : à des échéances rapprochées, la marge requise diminue en volume puisque les risques d aléas décroissent et que l avenir est de plus en plus déterministe ; a contrario, aux échéances plus lointaines, le volume augmente puisque l incertitude sur les aléas s accroît. L accroissement du volume n est cependant pas une fonction linéaire puisque doivent rentrer en ligne de compte les moyens qui peuvent être rendus disponibles d ici à l échéance du temps réel. L objectif, tel qu il est d usage dans les règles d exploitation du Système, est de disposer en temps réel d une marge de MW à échéance 2 heures et d environ MW à 15 minutes. Marge d'exploitation en régime dégradé La marge d'exploitation constituée ne permet pas, par définition, de faire face à n'importe quel aléa. Si elle se révèle insuffisante à l'approche de l'échéance sans qu'il soit possible de la reconstituer par les actions usuelles, il convient alors d'utiliser les moyens prévus pour la conduite en régime dégradé. En particulier, lorsque la marge à 2 heures ou celle à 15 minutes ne peut pas être respectée, un message "Alerte situation critique pour marge insuffisante" est activé par le CNES à destination des producteurs (cf. par ailleurs en A le "Insuffisance des offres d ajustement"). 214

218 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement A LE MÉCANISME D'AJUSTEMENT Pourquoi un mécanisme d ajustement? Comme indiqué précédemment, RTE doit disposer, en préparation journalière et en temps réel, des marges lui permettant d assurer l équilibre offre-demande global France et la résolution des congestions sur le RPT. RTE incite les acteurs du marché à offrir les moyens disponibles pour constituer ces marges. À cette fin, après une large concertation avec les différents acteurs concernés, RTE a mis en place le 31 mars 2003 un mécanisme d'ajustement (MA) qui permet de mutualiser les moyens disponibles. Ce dispositif fonctionne par soumission des offres des acteurs d ajustement. Tout acteur qui le souhaite peut participer au mécanisme sous réserve qu il respecte les règles validées par la Commission de Régulation de l Énergie. Les acteurs soumettent leurs offres d ajustements. RTE fait appel à ces offres selon les besoins d ajustement, en fonction des conditions associées (prix, conditions d utilisation des offres et contraintes techniques) et en tenant compte des conditions d'exploitation du Système. Les offres activées sont rénumérées au prix d offre. Représentant un volume physique brut (hausse et baisse) de l'ordre de 15 TWh annuels, le mécanisme d'ajustement offre ainsi un intérêt mutuel à chaque acteur : - pour les différents offreurs, valoriser leurs capacités d'effacement ou leurs souplesses de production à la hausse comme à la baisse, tout en fixant tous les paramètres de l'offre (prix, période, conditions), - pour RTE, assurer en permanence la sûreté du Système et faire émerger un prix de référence pour le règlement des écarts. Qu est-ce qu une offre d ajustement? Chaque acteur transmet à RTE, en J-1 avant 16 h, un programme de production (programme d'appel ou PA) ou une référence de consommation et soumet, pour chacune de ses entités d'ajustement qu'il souhaite proposer, une offre définie par les paramètres suivants : - sens d'ajustement (hausse/baisse), - période sur laquelle porte l offre, - prix éventuellement différent sur des plages horaires définies a priori, - conditions d'utilisation. Pour les producteurs, le volume de l offre est implicite : il correspond respectivement à P max - PA pour l offre à la hausse, PA - P min pour l offre à la baisse. 215

219 216 Pour les consommateurs, l offre correspond au volume d effacement ou de surconsommation possible par rapport à la consommation prévue. Pour les autres acteurs, le volume de l offre -à la hausse ou à la baisse- est exprimé de manière explicite. Soumission des offres d ajustement Le mécanisme d ajustement fonctionne en continu (24h/24) pour la transmission des offres à RTE (nouvelles offres, modification ou suppression d'offres soumises précédemment) et de manière séquencée pour la prise en compte des offres, sur la base de guichets répartis sur la journée J. Chaque clôture de guichet est suivie d une période de neutralisation s'appliquant aux redéclarations d offres. Sur cette période, une offre ne peut être : - activée par RTE, - retirée ou modifiée par l offreur. Chaque acteur d ajustement s'engage à ne pas proposer l'énergie mise à disposition par les différentes offres à un autre acteur et RTE s'engage à prendre en compte et à respecter toutes les conditions d'utilisation déclarées de ces offres. Mobilisation des offres d ajustement RTE mobilise les offres, en J-1 ou en temps réel, pour l une au moins des causes suivantes : P = C, pour rétablir l'équilibre offre demande global France ; Réseau, pour résoudre une congestion sur le réseau national, sur le réseau régional ou sur une interconnexion internationale ; Services Système, pour reconstituer les minima requis en réserve primaire et secondaire ; Marge, pour restaurer la marge d exploitation au niveau requis pour les diverses échéances futures.

220 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement Le programme d'appel modifié par les demandes d'ajustement de RTE, tant en J-1 qu'en temps réel, et éventuellement par des redéclarations des acteurs, devient le programme de marche. L'ajustement est, quantitativement, la différence entre les deux puissances (programme de marche PM et d appel PA). Insuffisance d offres d ajustement La disponibilité d un volume suffisant d offres à la hausse et à la baisse pour le respect des niveaux de marges requis et la résolution des congestions réseau est vérifiée par le CNES et les URSE en J-1 et en temps réel. En cas d insuffisance d offres, RTE alerte les acteurs d ajustement selon des modalités décrites dans les règles dédiées (tous les acteurs pour les marges, certains pour les congestions réseau) : 217

221 - échéance supérieure à 8 heures : message d alerte sur le MA, par lequel RTE sollicite des offres complémentaires ; - échéance inférieure à 8 h : message "Notification de passage (du MA) en fonctionnement dégradé", éventuellement précédé ou suivi de l envoi -via le SAS- de l ordre de sauvegarde "Alerte situation critique pour marge insuffisante" en cas de non respect du niveau de marge à la hausse requis à une échéance donnée (8 h, 2 h, 15 min). RTE peut alors mobiliser, au delà d éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles. 218

222 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection A NÉCESSITÉ DE PLANS DE PROTECTION A Origine et nature des défauts Les ouvrages de transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent être affectés au cours de leur fonctionnement d un certain nombre de défauts d isolement. On classe habituellement les causes de défauts en deux catégories : origine externe et origine interne. Dans le premier cas, il s'agit des causes naturelles ou accidentelles indépendantes du réseau. On distingue deux grands types de causes externes : les perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, ), qui sont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes ; les causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étrangers (branches, oiseaux ), amorçages avec divers engins (grues, engins de terrassement, ), pollution. Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau luimême. Les causes internes sont principalement les avaries de matériels (lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs,...) engendrées par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants, et les manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaine ou matérielle. Un défaut a pour conséquence, dans la très grande majorité des cas, l'apparition d'un courant de court-circuit qui doit être éliminé par la mise hors tension de l'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents composants du réseau constituent, vis-à-vis de la clientèle, la principale cause d'interruption de fourniture d'énergie électrique. Quelle qu en soit la cause, un défaut peut être de deux natures différentes : il est dit fugitif si, après un isolement de courte durée, l ouvrage concerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'isolateurs dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent lorsqu il s accompagne d une avarie (ou d une présomption d avarie) de matériel nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise en service de l ouvrage. Les ouvrages de transport subissent de l ordre de à courts-circuits par an, dus très majoritairement aux conditions météorologiques : environ 60 % pour la foudre et un peu plus de 20 % pour le givre, la neige collante, la pluie, le vent, la pollution saline, ). Les avaries de matériels interviennent à hauteur de 2 %, le reste étant dû à des causes diverses (contacts avec la végé- 219

223 RTE - Vue intérieure d un bâtiment de relayage 400 kv Les systèmes de protection sont regroupés dans des bâtiments de relayage situés à proximité des installations HTB. 220

224 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection tation et les animaux, incidents dont l origine est chez les utilisateurs, actes de malveillance, aléas de cause inconnue). Au delà des causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 km d ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l ordre de 2-3 en 400 kv, 7-8 en 225 kv, 9-12 en 90 kv et en 63 kv. A Courants de court-circuit Les courants de court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonctionnement du Système. Ils provoquent en effet : - des chutes de tension (creux de tension) sur le réseau, dont l amplitude et la durée sont fonction de la forme -monophasée ou polyphasée- des défauts, de leur emplacement, ainsi que des temps d élimination ; - des contraintes d échauffement et des efforts électrodynamiques au niveau des matériels qui peuvent avoir des effets destructeurs si les limites de tenue du matériel sont dépassées ; - des contraintes dynamiques (en particulier, d accélération) au niveau des groupes de production. Vis-à-vis de ces différentes contraintes, la durée des défauts est déterminante et les temps d élimination doivent être parfaitement maîtrisés. A Élimination des défauts Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, il faut mettre l'ouvrage concerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au reste du réseau. Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenchement des appareils HTB concernés sont assurées par des dispositifs particuliers : les protections contre les défauts. La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûreté du Système. On attend des protections un fonctionnement sûr (pas de défaillance ni d intempestif), sélectif (déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'élimination du défaut) et rapide (pour minimiser les contraintes sur le matériel et préserver la stabilité des groupes de production). 221

225 Comme indiqué sur le schéma ci-dessus, les ouvertures sont limitées aux deux disjoncteurs de la ligne en défaut : l élimination est dite "sélective". L'ensemble des protections d'un réseau constitue un "système de protection". Les systèmes de protection se déclinent en différents paliers techniques : Plan 75, Plan 83, Plan 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas de défaillance d'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; ce secours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement des protections, ), soit à distance par les protections des autres ouvrages du réseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité, ) suivant la nature du réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux de répartition,... Exemple d élimination en secours : cas d un secours éloigné ; on notera la perte de sélectivité avec ce type de secours. Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligne d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau. En 400 kv, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour ne pas compromettre la stabilité des groupes. Le système de protection fait appel à des protections électroniques ou numériques associées à des asservissements entre postes (accélération de stade, par exemple). Les temps limites d'élimination des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (50 ms), sont de l'ordre de : - défauts lignes : 70 à 110 ms, - défauts barres : 140 ms pour les postes ouverts, 100 ms pour les postes blindés. - défauts avec défaillance d'un disjoncteur : 190 à 270 ms. 222

226 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection En 225 kv, les équipements de protections électromécaniques tendent à disparaître au profit de l'électronique dans le cadre des programmes de renouvellement, que cela soit au titre des contraintes de stabilité (postes proches des groupes) ou au titre de la vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes (téléactions,...), nécessaires dans le cas des postes proches, tend à se développer pour les autres installations (prise en compte de contraintes de qualité de fourniture). Les temps maximaux d élimination des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (70 ms), sont de l ordre de : - défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms en général pour les autres postes (< 250 ms si téléactions), - défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", de 600 à 800 ms pour les autres. En HTB1, les systèmes de protection font encore largement appel à l électromécanique ; les programmes de renouvellement conduisent à leur remplacement par des matériels de nouvelle technologie au titre de la qualité de fourniture ou au titre de la vétusté. En zone sensible, des asservissements entre postes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d élimination sont du même ordre de grandeur que ceux adoptés en 225 kv pour les "postes non proches". A PROTECTION DES LIAISONS DU RÉSEAU DE TRANSPORT CONTRE LES DÉFAUTS D ISOLEMENT Compte tenu des schémas d exploitation des réseaux de transport à haute et très haute tension, on ne peut se contenter d utiliser de simples relais d intensité, tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le maillage du réseau impose un système de protection plus sophistiqué pour tenir compte des différents apports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant : 223

227 Toutes les protections détectent et localisent le défaut : - les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l ouvrage qu elles protègent et n ordonnent pas immédiatement le déclenchement ; - les PXB localisent le défaut sur l ouvrage qu elles protègent et ordonnent l ouverture des extrémités de la ligne B. Pour les lignes du réseau de transport, le système de protection répond à la triple exigence de sûreté de fonctionnement, sélectivité et rapidité. Cela suppose la redondance matérielle, voire la complémentarité fonctionnelle, des équipements utilisés au niveau de chaque départ (critère de sûreté de fonctionnement) et, selon le besoin, la mise en œuvre d'un système d'échange d'informations entre les protections des deux extrémités de l'ouvrage (critères de rapidité et de sélectivité) ; on parle, dans ce dernier cas, de téléprotection. On distingue deux grands types de protections : les protections utilisant des critères locaux élaborés à partir de la mesure des courants et / ou tensions au niveau de chaque départ : ce sont les protections de distance qui permettent de situer l'emplacement du défaut par mesure de l'impédance à partir des réducteurs de mesure du départ, qui déterminent l emplacement des défauts et délivrent en conséquence ordres de déclenchement et téléactions ; les protections utilisant comme critère la comparaison de grandeurs électriques aux extrémités de l'ouvrage : les deux principales sont les protections différentielles de ligne (différence de courant) et les protections à comparaison de phases (écart de phase tension/courant). A Principe d'une protection de distance. Avantages et inconvénients Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous : d une part, pour les défauts entre phases et, d autre part, pour les défauts phase-terre. 224

228 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection La localisation du défaut est réalisée au niveau de la protection par deux mesures de distance : la première couvre généralement 80 % de la longueur de la ligne, la seconde 120 %. - La première, compte tenu des erreurs propres de mesure et des imprécisions de la connaissance des caractéristiques de l'ouvrage, permet d'identifier le défaut de façon sûre sur l'ouvrage et de procéder au déclenchement immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1 er stade". - La seconde permet de couvrir le reste de l'ouvrage, mais a une portée qui va au-delà des barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, les départs qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour être sélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éliminés par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et éliminé en "2 ème stade". Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder (dans l autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes). stade - Départ Avantages : Cette protection détecte les défauts au-delà de l'ouvrage concerné et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secours pour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défauts lignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protection). On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné". Inconvénients : Elle est en revanche relativement lente en 2 ème stade. Cet inconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d information entre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; on parle alors d'accélération de stade. De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint ses limites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recours au mode d'asservissement particulier dit à verrouillage. 225

229 A Principe des protections différentielle et à comparaison de phase - Avantages et inconvénients La protection différentielle de ligne (schéma de gauche) calcule l écart entre les valeurs de courant mesurées aux deux extrémités de la ligne et le compare à un seuil prédéfini. En cas de dépassement, il y a déclenchement. La protection à comparaison de phase (schéma de droite) fonctionne sur le même principe mais la détection porte sur l écart de phase entre tension et courant aux deux extrémités de la ligne. Avantages : Outre leur insensibilité aux courants de transit, ces protections pré sentent l'avantage d'une meilleure sélection de la (ou des) phase(s) en défaut, en particulier sur les files de lignes à deux circuits (cas de défauts affectant simultanément les deux circuits). De plus, la protection différentielle permet une protection efficace des lignes comportant des piquages. Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts extérieurs et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être associées obligatoirement à une protection de distance. Par ailleurs, elles nécessitent des circuits de transmission spécifiques à hautes performances, notamment en terme de disponibilité (qui peuvent eux-mêmes constituer un mode commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résulte limite son emploi au réseau 400 kv et aux liaisons souterraines. A Limites d'emploi de ces protections Le domaine d'action des protections de distance, des protections différentielles ou à comparaison de phase est limité à l'élimination des défauts peu résistants (résistance de défaut inférieure à 30 ). Pour l'élimination des défauts résistants, on utilise des protections spécifiques dont le principe est la mesure de la puissance homopolaire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes, ce qui est admissible car ce type de défauts est moins contraignant. 226

230 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection A Types d'équipements et performances pour les différents niveaux de tension Le tableau ci-dessous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsi que les performances moyennes (temps de fonctionnement des disjoncteurs compris). Il indique le mode de redondance retenu de façon à assurer la sûreté de fonctionnement. La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée, mais est prévue de façon systématique. A PROTECTION DES BANCS DE TRANSFORMATION Schématiquement, un banc de transformation THT/HT comporte : le transformateur lui-même et ses équipements associés : - le changeur de prise en charge (CPEC), - le transformateur de point neutre (TPN), permettant de recréer un point neutre HT en cas de couplage étoile-triangle, - la réactance de mise à la terre (RPN) du point neutre THT ou du point neutre HT, 227

231 - le transformateur de services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliaires du poste. Il est raccordé, soit au tertiaire du transformateur, soit au secondaire du TPN (transformateur étoile-triangle), la liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et le transformateur, la liaison secondaire, comprise entre le secondaire du transformateur et les réducteurs de mesure installés côté HT. Schéma banc de transformation La protection du banc de transformation fait l objet de dispositions spécifiques coordonnées avec la protection des lignes et des jeux de barres des postes. Elle se décompose selon les trois sous-ensembles suivants. 228 A Protection du transformateur et des équipements associés La protection du transformateur est assurée selon les principes suivants : - protection Büchholz, qui est destinée à éliminer les défauts dans le transformateur en détectant les mouvements d'huile ou la présence de gaz, consécutifs à un amorçage interne, - protection masse cuve, qui complète la précédente et détecte un amorçage interne ou externe entre un élément sous tension et la cuve du transformateur par mesure du courant circulant dans la mise à la terre de la cuve (ce qui impose que la cuve soit isolée du sol par des cales isolantes). La protection des équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par des équipements séparés du même type que ceux qui protègent le transformateur : protection Büchholz, protection masse cuve ou relais de courant de neutre selon les cas.

232 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection A Protection de la liaison primaire La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas de protection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tant que défauts barres. A Protection de la liaison secondaire Quel que soit le plan, les protections associées à la liaison secondaire assurent plusieurs fonctions : - protection principale de la liaison secondaire, - protection en secours de la liaison secondaire, - protection de secours côté THT (élimination de l'apport du transformateur à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement du transformateur en secours de la protection principale de barres THT ou pour un défaut THT mal éliminé, - protection de secours côté HT (destinée à éliminer l'apport du transformateur à un défaut HT), - protection de débouclage HT (action sur le disjoncteur de couplage HT). A Performances des protections des transformateurs Le tableau ci-dessous rappelle, pour les différents plans, les performances des différentes protections de barres utilisées sur les transformateurs (temps de fonctionnement en millisecondes, ouverture du disjoncteur comprise) : 229

233 A Reprise de service Afin de faciliter l'analyse préalable à la reprise de service après déclenchement d'un transformateur, les informations relatives aux causes de déclenchement ont été classées selon trois niveaux : Défaut certain : le défaut est sur le banc de transformation et toute tentative de remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement par Büchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle de liaison secondaire (ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximum d'intensité courant tertiaire. Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc de transformation et l on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise sous tension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçage d'un éclateur de borne) ou par protection de secours THT. Défaut extérieur : le défaut est externe au banc de transformation et il est normal de tenter une remise sous tension du transformateur. Il s'agit d'un déclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défaillance disjoncteur, protection de secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN. A PROTECTION DES JEUX DE BARRES DES POSTES DU RÉSEAU DE TRANSPORT On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'intérieur de la zone délimitée par les transformateurs de mesure de courant qui équipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres". Outre leur incidence sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrement contraignants pour la stabilité des réseaux en THT, et pour la qualité de l'alimentation de la clientèle sur les réseaux de répartition THT et HT. Aussi, des systèmes de protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiser le tronçon de barres en défaut et procéder à sa mise hors tension. Leurs performances sont adaptées selon les rôles de chaque réseau : interconnexion, répartition,... De façon générale, le système utilisé pour l'élimination des défauts barres sur les réseaux THT est constitué : d'une protection différentielle de barres, réalisant l'élimination du défaut par ouverture locale, au poste concerné, des couplages et tronçonnements délimitant le tronçon de barres en défaut et des disjoncteurs des départs aiguillés sur ce tronçon de barres ; 230

234 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection d'une protection de débouclage de barres, intervenant en secours et réalisant la séparation du tronçon de barres en défaut par rapport au reste du poste (débouclage des barres), complétée par le fonctionnement en deuxième stade naturel des protections de distance des départs encadrant le tronçon de barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale du défaut. Le principe de fonctionnement de ces systèmes est présenté ci-après. A Protection différentielle de barres La protection différentielle de barres réalise la somme des courants sur les différents tronçons de barres du poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle, il y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale des disjoncteurs des départs alimentant le tronçon de barres en défaut ainsi que des disjoncteurs de couplage ou de tronçonnement l encadrant. Cette fonction est réalisée par un équipement unique centralisé, indépendant des protections des départs. Schéma de principe de la protection différentielle de barres En cas de défaut barres, la protection différentielle ne fait déclencher que les disjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection différentielle de barres doit donc connaître le schéma électrique du poste. Elle utilise pour cela les positions des sectionneurs d aiguillage des différents départs. A Protection de débouclage de barres L élimination du défaut est réalisée en deux étapes : 1) ouverture, dans le poste en défaut, du disjoncteur de couplage pour "déboucler" les barres et isoler ainsi la barre en défaut du reste du poste ; 2) ouverture, dans les postes encadrants, des départs alimentant toujours le défaut. 231

235 232 RTE - Nouveau palier de contrôle-commande numérique des postes transport (ELECTRE)

236 A Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de base A.1.6 Les plans de protection A Protection de supervision La protection de supervision est une protection de débouclage de barres particulière, utilisant, pour assurer la fonction débouclage, une protection différentielle simplifiée prenant en compte uniquement la somme des courants traversant les départs indépendamment de leurs aiguillages. Cette protection, utilisée uniquement en 400 kv pour la protection de secours des postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapide qu'une protection de débouclage classique. A Mise en œuvre et performances Le tableau ci-dessous rappelle les performances des protections de barres utilisées sur les différents niveaux de tension (temps d'ouverture du disjoncteur compris : 50 ms en 400 kv et 50 à 80 ms en 225 kv). Les protections principales sont notées "Pp" et les protections de secours "Ps". À noter, le cas particulier des postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui, en principe, sont équipés d une protection différentielle de barres quel que soit leur niveau de tension. 233

237 234 RTE - Travaux héliportés sur une ligne THT

238 AA2 Annexe 2 Les politiques de de RTE A.2.1 La politique "Sûreté du système électrique" A.2.2 La politique "Qualité" 235

239 236 Renault - Usine de Flins

240 A Annexe 2 - Les politiques de RTE Au bénéfice de l ensemble des acteurs, la direction de RTE définit et s engage à mettre en œuvre des politiques, dont deux concourent particulièrement à la sûreté du Système : la politique "Sûreté du système électrique", la politique "Qualité". Ces politiques sont reproduites ci-après, dans leur version en cours d application. A.2.1 LA POLITIQUE "SÛRETÉ DU SYSTÊME ÉLECTRIQUE" (version signée par le Directeur de RTE le 27 novembre 2003) La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique est au cœur des responsabilités confiées à RTE. Elle se définit comme l aptitude à : Assurer le fonctionnement normal du système électrique, Limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents, Limiter les conséquences des grands incidents lorsqu ils se produisent. La maîtrise de la sûreté s'inscrit dans un contexte en évolution constante et marqué par : le maillage et la complexité du système électrique : RTE, responsable de la sûreté en toutes circonstances, doit assurer une forte coordination de tous les acteurs producteurs, distributeurs et consommateurs en France, pour prévenir et maîtriser les grands incidents ; un grand nombre d'acteurs, dans un marché ouvert : le souci conjugué de la performance économique de tous et de la sûreté requiert, outre un cadre réglementaire adapté, la contractualisation des contributions ; la multiplication des transactions internationales et la réduction de la lisibilité des échanges physiques liée au développement des marchés infrajournaliers : un haut niveau de coordination entre RTE et les GRT étrangers est indispensable pour éviter la propagation d incidents de grande ampleur. La sûreté repose sur la défense en profondeur, dont la mise en œuvre implique les domaines matériel (structure du système électrique et performances de ses composants) et organisationnel (assurance de la qualité, management du facteur humain, formation, référentiel d'exploitation, retour d'expérience). Les actions de RTE s'articulent autour des thèmes majeurs suivants : 237

241 A Annexe 2 - Les politiques de RTE UN RÉFÉRENTIEL SÛRETÉ CONNU ET APPLIQUÉ - révisé et complété régulièrement pour tenir compte des évolutions techniques, contractuelles et institutionnelles, il fait l objet de retours d'expérience organisés de façon systématique pour s'assurer de son application et de son efficience ; - décliné ou transposé par les Unités ; - porté dans les animations de métiers ; - appliqué par des exploitants formés en centralisé et en Unité ; DES CONTRATS SOCLES DES RELATIONS AVEC LES ACTEURS EXTERNES CONTRIBUTIFS A LA SÛRETÉ - conclus en intégrant les besoins du système électrique pour la sûreté et en précisant les engagements de chaque partie et leurs modalités de contrôle ; - suivis pour s'assurer du respect des engagements ; DES RETOURS D EXPÉRIENCE, DES CONTRÔLES DES PERFORMANCES, DES AUDITS SÛRETÉ - actions fondamentales de la boucle d amélioration des processus qui portent la sûreté ; DES BILANS ANNUELS DE SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE - jalon permettant d avoir aux niveaux national et régional une vision d ensemble de toutes les composantes de la sûreté et de communiquer tant en interne qu à l externe sur le niveau de sûreté atteint. Le Directeur de RTE s'engage à mettre en œuvre cette politique pour développer la culture de sûreté et maintenir le niveau de sûreté du système électrique français. A.2.2 LA POLITIQUE "QUALITÉ" (version signée par le Directeur de RTE le 24 février 2004) 238 Le marché européen de l électricité est en rapide évolution. Les attentes des utilisateurs du Réseau Public de Transport français, clients de RTE, sont devenues très fortes. RTE a défini son projet pour l avenir. Il a la volonté d apporter à tous ses clients les services qu ils attendent, dans le respect des obligations réciproques. Il vise à leur garantir un accès sûr et économique au réseau, dans des conditions de transparence, de confidentialité et de non-discrimination.

242 A Annexe 2 - Les politiques de RTE RTE ambitionne d être reconnu par les acteurs du marché de l électricité comme le Gestionnaire de Réseau de Transport de référence en Europe pour sa capacité à satisfaire les attentes de ses clients et pour l efficacité de sa gestion technique et économique. Cette démarche de progrès ambitieuse, intégrant toutes les obligations contractuelles, réglementaires et légales, placée dans un contexte de réduction des coûts, se fonde sur trois axes complémentaires : la volonté première de satisfaire nos clients par le respect de nos engagements, l écoute active de leurs attentes et l amélioration de la qualité des services que nous leur offrons, l optimisation de la performance de notre patrimoine que constitue le réseau de transport, en tenant compte des exigences environnementales, la mobilisation au quotidien de chaque acteur de RTE, car la qualité est l affaire de tous. La qualité concrète de nos prestations, perçue et vérifiée au quotidien, est une priorité pour RTE et un gage de notre réussite. Notre volonté est que 85 % de nos clients expriment leur satisfaction dans les trois prochaines années et que 20 % d entre eux se montrent même très satisfaits. La réussite de cette ambition et l atteinte des objectifs qui la déclinent, s appuient sur un pilotage de tous les processus et filières métiers concernés qui soit efficace, fondé sur une analyse des risques et des enjeux et porteur d amélioration continue. RTE place son Système de Management de la Qualité, de la Sécurité et de l Environnement sous le regard externe en maintenant, pour l ensemble de ses activités et implantations, la certification selon la norme internationale ISO 9001 : Le Directeur de RTE et les membres de l équipe de Direction organisent l amélioration de l efficacité du Système de Management de la Qualité, de la Sécurité, et de l Environnement. Le chef de la Mission Qualité - Sécurité - Environnement, garant de son architecture, en assure l animation. La réussite de cette démarche repose sur l implication de tout le management et la mobilisation au quotidien de tout le personnel de RTE. La bonne application de la politique qualité est vérifiée au travers du suivi d un certain nombre d indicateurs de performances, comme par exemple : le taux de satisfaction des clients, le nombre d ESS (sûreté de fonctionnement), le temps de coupure équivalent, le coût du kilowattheure transporté, 239

243 Ligne 2 x 400 kv reliant Albertville (France) à Rondissone (Italie) L interconnexion internationale au profit de tous : des secours entre réseaux voisins, une mutualisation de la réserve primaire de fréquence. 240

244 AA3 Annexe 3 Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport A.3.1 Historique A.3.2 ETSO (European Transmission System Operators) A.3.3 UCTE (Union pour la Coordination du Transport d Électricité) 241

245 Les zones synchrones du système électrique européen 242 La Danemark est membre associé de l'ucte. Le Maghreb est interconnecté en synchrone avec la zone UCTE 1. L Albanie est interconnectée en synchrone avec la zone UCTE 2.

246 A Annexe 3 - Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport A.3.1 HISTORIQUE L interconnexion des grands réseaux électriques en Europe s est développée depuis l après-guerre jusqu à nos jours sous l égide de l UCPTE (Union pour la Coordination de la Production et du Transport de l Électricité). Ce développement s est réalisé pour profiter des avantages de l interconnexion : - utilisation plus efficace de l énergie primaire grâce aux possibilités de transport international qui permettent de jouer sur la complémentarité des parcs de production ; - économies d investissement et d exploitation grâce à la possibilité de secours mutuels qui permet une réduction de la puissance de réserve pour chaque partenaire ; - augmentation de la sûreté de fonctionnement des différents systèmes interconnectés. Il s est accompli dans un esprit de coopération entre compagnies d électricité verticalement intégrées, c est-à-dire ayant à la fois des activités de production, de transport et de distribution. La Directive européenne 96/92/EC a bouleversé le paysage du secteur électrique en : - imposant aux entreprises intégrées une séparation de leurs activités de production, de transport et de distribution, - donnant à certains consommateurs la possibilité de choisir leur fournisseur où qu il se trouve en Europe. Ces dispositions ont mis l électricité au rang de bien de consommation banalisé, négociable comme tout autre produit, et les entreprises qui exerçaient leurs activités dans des monopoles légaux ou naturels doivent désormais évoluer dans un marché concurrentiel à l échelle européenne. De nouveaux acteurs sont apparus sur ce marché, de grands groupes de services, des traders, des bourses, qui en ont modifié les règles et qui ont créé de nouvelles exigences vis-à-vis de la gestion du système électrique. Parmi ces nouveaux acteurs, sont apparus les Gestionnaires des Réseaux de Transport (GRT), qui doivent : - veiller en permanence à l équilibre entre l offre et la demande et gérer les flux sur le réseau de transport pour assurer la sûreté du système électrique ; - exploiter, maintenir et développer ce réseau ; 243

247 Pays membres de l ETSO A : Autriche B : Belgique CH : Suisse CZ : Rép. tchéque D : Allemagne DK : Danemark E : Espagne F : France GB : Grande Bretagne GR : Grèce H : Hongrie I : Italie IRL : Rép. d Irlande L : Luxembourg N : Norvège NL : Pays-Bas P : Portugal PL : Pologne SK : Slovaquie SLO : Slovénie 244

248 A Annexe 3 - Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport - garantir à tous les acteurs du marché un accès non discriminatoire à ce réseau. On attend d eux également qu ils contribuent fortement à créer les conditions d un marché fluide et compétitif. Ce bouleversement a eu les conséquences suivantes : - l UCPTE s est transformée en UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l Électricité) ; - une nouvelle association s est créée en juillet 1999, ETSO (European Transmission System Operators), pour constituer une force de proposition vis-à-vis de la Commission Européenne et du Conseil Européen des Régulateurs. L UCTE, qui est désormais une association de gestionnaires de réseaux de transport, s est recentrée sur les aspects techniques du fonctionnement interconnecté des réseaux, ainsi que sur l extension du système synchrone. L ETSO travaille sur les mécanismes susceptibles de créer un marché unique européen de l électricité. A.3.2 ETSO (EUROPEAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS) Les gestionnaires de réseaux de transport, conscients de la nécessité d harmoniser les règles d accès aux réseaux au niveau européen, se sont regroupés en 1999 pour constituer une force de proposition vis-à-vis de la Commission Européenne et du Conseil Européen des Régulateurs. Les premiers travaux de cette association ont porté sur : - un mécanisme de compensation pour les transits internationaux, - la gestion des congestions sur les lignes d interconnexion, - les échanges de données nécessaires à la sûreté du système électrique. A Le mécanisme de compensation Il repose sur le fait que les transits internationaux génèrent des coûts (pertes sur le réseau, amortissement des investissements réalisés pour interconnecter les réseaux, exploitation et maintenance) et qu il faut fournir les signaux économiques adéquats aux acteurs du marché. 245

249 Pays membres de l UCTE A B BG BiH CH CZ D E : Autriche : Belgique : Bulgarie : Bosnie Herzégovine : Suisse : Rép. tchéque : Allemagne : Espagne F : France FYROM : Macédoine GR : Grèce H : Hongrie HR : Croatie I : Italie L : Luxembourg NL : Pays-Bas P : Portugal PL RO SCG SK SLO : Pologne : Roumanie : Serbie et Monténégro : Slovaquie : Slovénie 246 Membre associé : DK : Danemark

250 A Annexe 3 - Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport La solution qui a été mise en application en mars 2002 repose sur les principes suivants : - un mécanisme indépendant de la distance (et du nombre de frontières inter- GRT traversées) qui sépare le point d injection du point de soutirage, - un mécanisme compatible avec les tarifications nationales, - une rémunération des GRT fondée sur les flux physiques mesurés ex-post, qui donne lieu à une compensation entre GRT. A La gestion des congestions ETSO a étudié les différents mécanismes et a conclu qu il n existait pas de solution universelle, chaque solution devant être adaptée aux structures de marché des pays concernés. Toutefois, les solutions doivent reposer sur des mécanismes de marché ou la mise aux enchères des capacités de transport. Les GRT mettent en œuvre des solutions de manière bilatérale ou multilatérale adaptées aux liaisons qui les concernent. A Les échanges de données L augmentation prévisible du nombre d échanges internationaux rend d autant plus difficile la maîtrise de la sûreté du système européen. Le besoin d échanger des données devient vital pour prévoir et calculer les flux physiques générés par les échanges commerciaux. A.3.3 UCTE (UNION POUR LA COORDINATION DU TRANSPORT DE L ÉLECTRICITÉ) Les grands domaines d activité de l UCTE sont : - l élaboration des règles communes pour le fonctionnement du réseau interconnecté européen en vue de sa pleine disponibilité pour le marché, - l analyse prospective des grands équilibres offre-demande d électricité au niveau européen dans le cadre de la sécurité d approvisionnement. Le corps des règles communes est en cours de refonte dans un manuel d exploitation ("Operational Handbook"), qui sera la base d un contrat multilatéral entre tous les GRT membres de l UCTE et qui portera essentiellement sur : - le réglage fréquence-puissance, - la programmation des échanges et la mise en œuvre du rattrapage des écarts involontaires, 247

251 248 RTE 2002 RTE - Station de conversion courant alternatifcourant continu de Mandarins (extrémité côté français de l Interconnexion France-Angleterre (IFA) MW)

252 A Annexe 3 - Les associations internationnales de Gestionnaires de Réseaux de Transport - la sécurité d exploitation, - la préparation de l exploitation, - les procédures en cas de situation très tendue, - la déontologie pour les échanges de données entre GRT, - la formation. L UCTE doit faire face à de nouveaux défis : - contribuer à la création d un marché unique, qui impose de renforcer les interconnexions entre pays ; - reconnecter les deux zones UCTE, séparées suite à la guerre en ex-yougoslavie ; - donner des réponses aux demandes d interconnexion en synchrone au système UCTE. En ce qui concerne les demandes d interconnexion, les dossiers suivants sont à l étude : - connexion de l ensemble Libye, Égypte, Jordanie, Liban, Syrie au bloc du Maghreb, - connexion de la Turquie, - connexion du bloc des Républiques indépendantes de l Est. 249

253 250 Barrage de Puylaurent

254 A4 Annexe 4 Les grands incidents à travers le monde A.4.1 Introduction A.4.2 France : incident du 19 décembre 1978 A.4.3 France : incident du 12 janvier 1987 A.4.4 Québec : incident du 18 avril 1988 A.4.5 Italie : incident du 24 août 1994 A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l été 1996 A.4.7 Les grandes pannes de l'année

255 252 EDF - CPT de Cordemais

256 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde A.4.1 INTRODUCTION La sûreté de fonctionnement des systèmes électriques constitue un enjeu permanent. En dépit des lignes de défense existant au niveau des différents systèmes électriques, ceux-ci ne sont pas à l abri d incidents généralisés, conduisant à des délestages de clientèle de grande ampleur. L incident ayant affecté le système français le 19 décembre 1978, où 75 % de la consommation nationale furent perdus, est encore dans les mémoires. Cet incident, certes ancien, est le plus grave qu ait connu EDF depuis la fin de la période de pénurie de l après-guerre. Moins d une décennie plus tard, l incident du 12 janvier 1987, initié par les déclenchements successifs des groupes de production de Cordemais, près de Nantes, où l alimentation de l Ouest de la France fut interrompue, est venu rappeler les exploitants des systèmes électriques à la vigilance. Depuis, plusieurs autres incidents généralisés se sont produits de par le monde et ont privé d électricité des millions de clients. On peut notamment citer les grandes pannes ayant touché le Québec en 1998, la moitié sud de l Italie en 1994, l ouest des États-Unis en 1996 et, plus récemment, les incidents qui ont affecté en 2003 l est des États-Unis et du Canada d une part, le sud de la Suisse et toute l Italie d autre part. Ces événements nous rappellent comment des anomalies plus ou moins importantes du système de défense peuvent se conjuguer pour compromettre gravement la sûreté du Système, en raison des quatre phénomènes décrits au 2.3 et souvent de leur combinaison : - cascade de surcharges, - écroulement de tension, - écroulement de fréquence, - rupture de synchronisme. L analyse du déroulement de quelques-uns de ces grands incidents permet d illustrer ces phénomènes et de mieux comprendre leur origine. Bien que les systèmes de défense et les dispositions prises par les diverses compagnies différent, l examen détaillé de ces incidents et de la succession des événements ayant conduit à l écroulement total ou partiel du réseau, est généralement riche d enseignements sur les dysfonctionnements qui ont pu s opérer sur les lignes de défense mises en place, ainsi que sur les améliorations qu il convient d apporter. 253

257 Partie du réseau français encore sous tension le 19 décembre 1978 à 8 h 26 immédiatement après le premier effondrement Évolution de la tension sur le réseau 400 kv de l ouest de la France lors de l incident du 12 janvier

258 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde A.4.2 FRANCE : INCIDENT DU 19 DÉCEMBRE 1978 (CASCADE DE SURCHARGES ET ÉCROULEMENT DE LA MAJEURE PARTIE DU RÉSEAU) Par temps froid et couvert, la montée de charge s avère ce jour-là plus rapide et plus importante que prévue ( MW appelés). Le parc de production disponible est utilisé au maximum de ses possibilités (active et réactive) et plus de MW sont importés des pays voisins, principalement d Allemagne. L accroissement de la charge augmente les transits, déjà élevés, de l Est vers la région parisienne et les tensions s avèrent, de ce fait, très basses dans une grande partie du réseau (région parisienne, Ouest). À partir de 8 heures, des surcharges sont constatées sur le réseau et, à 8h06, une alarme "surcharge 20 minutes" apparaît sur la ligne 400 kv Bézaumont-Creney dans l est de la France. Malgré diverses manœuvres sur la topologie du réseau, cette surcharge ne peut être réduite et la ligne déclenche sous l action de sa protection à 8h26. Sur le report de charge, trois lignes 225 kv déclenchent par surcharge. Puis les quatre groupes de Revin s'effacent (du fait de leur protection de surintensité). Une interconnexion 400 kv avec la Belgique déclenche alors et la tension baisse encore. Le déclenchement (mal expliqué) d'une nouvelle interconnexion 400 kv avec la Belgique s'accompagne d'une chute de tension supplémentaire et de la perte de stabilité d'une grande partie du réseau. Dans la phase suivante, s'enchevêtrent ouvertures de lignes et déclenchements de groupes (du fait notamment de leurs protections à minimum de tension et à minimum de fréquence). Des sous-réseaux isolés se forment, où le bilan production-consommation ne peut être rétabli (délestages insuffisants, pertes de groupes). 75 % de la consommation sont perdus, même si le Sud-Est de la France et des bandes voisines des frontières Nord et Est restent sous tension. De nombreux groupes n'ont pas réussi leur îlotage. Une première reprise trop rapide conduit à un nouvel écroulement du réseau à 9h08. Une reprise plus prudente, s'appuyant sur les groupes hydrauliques et l'étranger, permet une reconstitution quasi totale du réseau vers 12 heures. Pour la clientèle, les coupures auront duré entre 30 minutes et 10 heures. Cet incident, résultant d'une gestion tendue du réseau (transits élevés et tensions basses dans certaines zones) et d'une cascade de surcharges, a clairement montré que le plan de défense de l époque a été débordé : les délestages ont été insuffisants, les déclenchements de groupes sont apparus trop tôt sur des critères de minimum de tension et le découpage du réseau a été mal réussi. La reprise de service également n'a pas été satisfaisante. De nombreuses actions ont été entreprises, suite à cet incident, afin d'améliorer ces divers éléments. 255

259 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde A.4.3 FRANCE : INCIDENT DU 12 JANVIER (EFFONDREMENT DE TENSION ET COUPURES DANS L OUEST) Même si la journée du 12 janvier est particulièrement froide (l "alerte grand froid" a été déclenchée depuis le vendredi précédent), les groupes de production disponibles sont tous démarrés et permettent d'assurer une marge de production satisfaisante (5 900 MW) et une tension normale dans l'ouest (405 kv à Cordemais). C'est alors qu'en moins d'une heure, de 10h55 à 11h42, les groupes 1, 2 et 3 de Cordemais tombent en panne pour des causes indépendantes (défaillance d'un capteur, explosion d'un pôle du coupleur électrique, arrêt à la suite d'un incendie). Le dernier groupe disponible, qui est suffisant pour maintenir la tension de la zone, déclenche par suite d un réglage inadapté de la protection de courant rotor maximum et de la perturbation créée par la perte du groupe n 3. La perte de la production de Cordemais entraîne, dans la zone, une baisse brusque de la tension, qui atteint 380 kv. Celle-ci se stabilise environ 30 secondes, mais les régleurs des transformateurs 225 kv/ht et HTB/HTA, en tentant de rétablir une tension normale, provoquent une remontée de la consommation et la tension recommence à baisser rapidement. En quelques minutes, neuf groupes thermiques proches de la zone déclenchent successivement, engendrant une perte de puissance de MW et entretenant le mouvement de baisse de la tension. Des ordres de délestage sont alors envoyés et, à 11h50, la tension se stabilise, mais à un niveau très bas dans l'ouest, inférieur à 300 kv (cf. page 158 le plan de tension sur le réseau 400 kv au moment le plus critique). Devant cette situation très précaire, qui met en danger le réseau national, le dispatching décide de délester MW sur la Bretagne et la région d'angers, ramenant la tension du réseau à son niveau normal. À partir de 12 heures, la situation étant bien maîtrisée, la remise sous tension du réseau délesté peut être entreprise. Elle sera longue, du fait de la difficulté à recoupler un nombre suffisant de groupes proches de la Bretagne et de la Normandie, qui ne se sont pas îlotés lors de l'incident. La réalimentation complète de ces régions ne s'opérera que dans la nuit, lorsque deux, puis trois groupes, fonctionneront à Cordemais. Au moment le plus grave, les coupures auront atteint une puissance de l'ordre de MW. La principale cause de cet incident peut être attribuée à un manque de qualité du réglage de certains composants du Système, en particulier des régulateurs de tension et protections associées des groupes de production. Les fonctions correspondantes sont désormais traitées sous assurance qualité. L'automatisation de certaines actions (blocage des régleurs), la réduction du temps d'exécution des délestages (par le biais du télédélestage) sont également apparues indispensables suite à cet incident.

260 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde A.4.4 QUÉBEC : INCIDENT DU 18 AVRIL INDISPONIBILITÉ DU TÉLÉDÉLESTAGE ET ÉCROULEMENT COMPLET DU RÉSEAU Toute la journée du 18 avril 1988, une forte tempête s'abat sur la côte nord du Québec. Le soir, vers 20h10, une série de courts-circuits, dus à la neige et au verglas recouvrant les isolateurs, se produit au poste 735 kv d'arnaud, occasionnant la séparation de la centrale de Churchill-Falls du réseau d'hydro- Québec. La puissance appelée par le réseau est à ce moment de MW (auxquels il faut ajouter MW d exportation vers les réseaux voisins) et la puissance produite par Churchill-Falls de MW. Les automatismes de sécurité destinés à provoquer des délestages de charge ne fonctionnent pas. Dans les secondes qui suivent le début de l'incident, la ligne Chamouchuane-Saguenay déclenche. D'autres groupes déclenchent à leur tour et l'ensemble du réseau s'effondre comme un château de cartes. La reprise de charge durera au total plus de 8 heures. QUÉBEC : 18/4/

261 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde Le lendemain matin, à 8h30, un défaut similaire se produit, privant une nouvelle fois le réseau de la production de Churchill-Falls. Heureusement, l'automatisme de télédélestage a été réparé pendant la nuit et fonctionne cette fois correctement, évitant un nouvel écroulement du réseau. S'il a fallu pratiquer un délestage cyclique de la clientèle de 600 MW pendant cinq heures, celui-ci a permis de circonscrire l'événement. Le système électrique québécois est certes très différent du système français. Cet incident met néanmoins en évidence le rôle déterminant joué par les actions de délestage de la clientèle pour limiter l'étendue des incidents majeurs. Ces actions permettent de compléter l'action fondamentale du réglage primaire de fréquence installé sur les groupes de production, dont l'objet est de réduire le déséquilibre entre consommation et production, et d'éviter l'écroulement de la fréquence (et du réseau). Dans de pareils cas, couper très rapidement quelques clients peut éviter de les perdre tous et faciliter la réalimentation de ceux que l'incident initial avait mis hors tension. Un incident relativement similaire s'est produit en Égypte le 24 avril 1994 où l'action beaucoup plus faible que prévu du délestage fréquencemétrique a entraîné l'écroulement complet du réseau. A.4.5 ITALIE : INCIDENT DE 24 AOÛT 1994 SÉPARATION DU RÉSEAU ET ÉCROULEMENT AU SUD L'incident du 24 août 1994, à 11h28, en Italie du Sud s'est produit dans une situation d'exploitation dégradée au cours de laquelle les exploitants avaient décidé de ne pas respecter le "N-1" du fait de conditions externes considérées comme propices : période estivale, météorologie favorable. Les liaisons reliant l'italie du Sud à l'italie du Nord (sud de Rome) étaient constituées (cf. carte) : - d'une ligne 400 kv Latina - Garigliano, - d'une ligne 400 kv Valmontone - Presenzano, - d'une ligne 400 kv Villanova - Foggia, - et d'une ligne 225 kv Popoli - Capriati. Côté production : - Ies trois groupes de la centrale de Brindisi Nord (d une puissance unitaire de 300 MW) étaient limités à 220 MW chacun pour des problèmes de température d'eau de refroidissement. La centrale de Brindisi Sud (quatre groupes de 600 MW) n'était pas autorisée à fonctionner ; 258

262 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde - pour les mêmes raisons, la centrale de Rossano (quatre groupes de 300 MW) était limitée à 170 MW par groupe. Dans la nuit du 23 au 24 août 1994, un transformateur de courant de la ligne à 400 kv Latina - Garigliano a explosé à Latina, endommageant les disjoncteurs d'autres lignes 400 kv, notamment ceux des départs vers Valmontone et Rome Ouest. La ligne Rome Sud - Latina était consignée pour travaux. Dans la journée du 24 août, à 11h28, un incendie sous la ligne Valmontone - Presenzano a entraîné le déclenchement de cet ouvrage. De fortes oscillations entre le Nord et le Sud de l'italie ont été constatées. Les lignes 400 kv Villanova - Foggia et 225 kv Popoli - Capriati ont alors déclenché, vraisemblablement par surcharge ou par perte de synchronisme, entraînant la constitution d'un réseau séparé déficitaire de l'italie du Sud. La variation de fréquence à l'intérieur de ce réseau a été de l'ordre de 2 Hz par seconde, voire plus importante, ce qui a vraisemblablement rendu inopérante une partie des relais de délestage par dérivée de fréquence et conduit à la perte de toute la production sur ce réseau. Cet incident a provoqué la coupure de près de MW de clientèle pendant une durée de 2h à 2h30. ITALIE : 24/08/94 ITALIE Villanova Popoli Roma/O Valmontone Capriati Roma/S Latina Garigliano Presenzano Foggia Brindisi/S Brindisi/N Rossano 259

263 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde Même si le réseau italien est moins maillé que le réseau français, les conditions d'exploitation auxquelles étaient confrontés nos collègues transalpins ne sont pas très différentes de celles rencontrées à certaines périodes sur le réseau français à proximité de la Méditerranée. Elles mettent notamment en évidence l'importance de la règle du "N-1". A.4.6 ÉTATS-UNIS : LES GRANDES PANNES DE L ÉTÉ 1996 Trois incidents majeurs ont affecté le réseau ouest américain à l'été 1996, provoquant sa dislocation partielle et la coupure de millions de clients. Tout commence le 2 juillet, en début d'après-midi, par un défaut monophasé -amorçage avec un arbre- sur l'une des trois lignes 345 kv qui évacuent la centrale de Jim Bridger dans le Wyoming (2 000 MW répartis sur quatre groupes) vers l'état de l'ldaho (cf. carte). Cet incident se produit alors que les températures sont très élevées dans l'ouest des États-Unis et que les charges et les transits entre différents États sont, de ce fait, très importants. Lors de la séquence d'élimination du défaut, une deuxième ligne d'évacuation de la centrale déclenche du fait d'un mauvais fonctionnement de protection. Pour éviter la surcharge de la dernière ligne restante, un automate efface MW de production de la centrale. Ceci provoque instantanément une forte chute de tension dans l'idaho et amorce une chute de tension plus lente avec des oscillations sur la Pacific Inertie, constituée par l'ensemble des lignes d'interconnexion 500 kv à courant alternatif et continu, qui relient le Nord-Ouest (Washington-Oregon) au Sud-Ouest (Californie). Vingt-quatre secondes plus tard, la ligne longue Mill Creek-Antelope déclenche par surcharge à cause d'un mauvais réglage de sa protection de distance, et provoque, en quelques secondes, une chute de tension au niveau de l'orégon. Dès lors, l'incident se généralise et une suite de déclenchements en cascade conduit à la formation de cinq réseaux séparés. Trente-cinq secondes après le défaut initial, deux millions de clients, représentant 12 GW de puissance, se trouvent privés d'électricité. Le 3 juillet, cet incident se répète de la même façon, mais reste confiné à la région de Boise, grâce à du délestage commandé par le dispatching. Le 10 août, un incident de type similaire se reproduit, coupant 7,5 millions de clients pour une puissance de l'ordre de 30 GW. Plusieurs facteurs sont à l'origine de ces incidents : - une exploitation du Système aux limites, - une maintenance défaillante (élagage, protections), - un mauvais comportement des groupes sur les régimes transitoires, 260

264 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde - un échange d'informations insuffisant entre les partenaires au niveau prévisionnel, - une mauvaise qualité des réglages de certaines protections. Un rapport a été remis au président des États-Unis, définissant cinq axes de progrès assortis de plans d'action : - assurer la responsabilité de tous les secteurs ; - mettre l accent sur la sûreté Système ; - améliorer l information sur la fiabilité du système électrique ; - étendre la portée des analyses ; - renforcer le professionnalisme des acteurs. Ces incidents ont en revanche montré que le découpage des réseaux était une mesure efficace pour éviter un effondrement complet du système et faciliter la reprise de service. ÉTATS-UNIS : été

265 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde A.4.7 LES GRANDES PANNES DE L ANNÉE 2003 Plusieurs incidents survenus en 2003 ont mis au premier plan les enjeux de sécurité d'approvisionnement et de sûreté des systèmes électriques. Concernant le premier enjeu, les délestages tournants touchant l'italie le 26 juin 2003, confirmant la crise californienne survenue en , montrent comment des défaillances émergent inéluctablement lorsque les capacités de production et de transport ne sont plus en adéquation avec les consommations à alimenter. Pour sa part, l'enjeu de maîtrise de la sûreté de fonctionnement est illustré par les deux pannes spectaculaires présentées ci-après. A L'INCIDENT AMÉRICAIN (ÉTATS-UNIS ET CANADA) DU 14 AOÛT 2003 Cette panne a affecté l'eastern Interconnection (une des quatre zones synchrones des Etats-Unis) et une partie du Canada. Le réseau concerné s'étend du Dakota à la côte Est. Son organisation est complexe. Supervisé par Midwest ISO, il est entrecoupé de réseaux couverts par PJM ; un rapport évoque un "réseau en gruyère". La situation avant l'incident est réputée saine bien que les tensions soient basses sur le réseau de First Energy, tout en restant supérieures aux valeurs minimales admises (0,92 pu). La consommation est élevée (climatisation), mais les exploitants ont maîtrisé des situations plus contraignantes les jours précédents. Cependant, plusieurs centres de conduite connaissent des défaillances de systèmes d'information, qui entraveront l'appréciation des risques encourus et la réaction des exploitants. A 14h02 la ligne 345 kv Stuart - Atlanta déclenche (feu de broussailles sous les conducteurs). Ce fait, peu important en lui-même, va perturber un estimateur d'état en cours de réactivation. De 15h05 à 15h41, trois lignes 345 kv reliant le nord et l'est de l'ohio déclenchent après amorçages avec la végétation. Les forts reports de charges et l'affaiblissement du plan de tension provoquent des déclenchements de lignes et de groupes de production qui, à partir de 16h10, se succèdent à intervalles de quelques secondes. Une boucle de transit se crée depuis la Pennsylvanie vers l'état de New York, puis l'ontario et le Michigan, pour contourner les liaisons manquantes. Le réseau de l'eastern Interconnexion se coupe selon une ligne est-ouest. Le sud va rester indemne, mais le nord, isolé, subit de nouvelles séparations et s effondre totalement à 16h13, à l'exception de quelques îlots où le comportement des groupes de production et les délestages ont sauvé la situation. 262

266 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde La reprise de service est difficile ; 19 heures après l'incident, 20 % de la consommation reste à réalimenter. Il faudra deux jours pour réalimenter certaines parties des États-Unis, suite en particulier à des problèmes de redémarrage de groupes de production. Au total, l'incident a affecté 50 millions de personnes et conduit à la perte d'environ MW de consommation dans sept états américains et l'ontario. La commission d'investigation a attribué l'effondrement à la conjonction : - d une appréciation insuffisante de l'état de dégradation du réseau à First Energy ; - d une application de critères inadaptés aux risques d écroulement du système de First Energy ; - d un manque de maîtrise des besoins d'élagage à First Energy ; - de la défaillance des organismes chargés de la sûreté du réseau interconnecté à établir un diagnostic en temps réel. A L'INCIDENT SUISSE - ITALIE DU 28 SEPTEMBRE 2003 Vers 3h du matin, l'italie est fortement importatrice, les capacités d'échange avec la Suisse et le reste de l'europe sont saturées. La ligne suisse 380 kv Mettlen - Lavorgo est chargée à 86 %. Selon les études de sûreté effectuées par l'opérateur ETRANS, la perte de cette ligne demanderait des actions curatives sous 15 minutes, certaines à mener par le gestionnaire de réseau italien GRTN. A 3h01, la ligne amorce avec la végétation et déclenche ; le réenclenchement s'avère impossible, du fait d'un angle de transport (42 ) trop important. Par report de charge, une autre ligne suisse passe en surcharge et au bout de 24 minutes entre en contact avec un arbre et déclenche. L'incident s'emballe alors, avec, en quelques secondes, le déclenchement d'une nouvelle ligne suisse par surcharge et la déconnexion automatique de la liaison Lienz - Soverzene reliant Suisse et Autriche. L'Italie perd le synchronisme et se sépare du reste du réseau européen par action des protections de distance équipant les lignes transfrontalières : au vu des tensions basses et des courants élevés, les impédances mesurées correspondent aux critères de déclenchement. En Italie, la fréquence chute instantanément à 49,1 Hz et la tension s'effondre. Des installations de production raccordées aux réseaux de distribution, puis 21 des 50 groupes principaux raccordés au réseau de transport déclenchent. Le délestage fréquencemétrique ne sauve pas la situation ; 2mn30s après la séparation, l'italie est totalement hors tension. 263

267 264 Europe vue du ciel pendant le black-out italien du 28 septembre 2003

268 A Annexe 4 - Les grands incidents à travers le monde Sur le reste du réseau UCTE, la fréquence augmente, mais se stabilise à 50,2 Hz par action des réglages automatiques primaire et secondaire de fréquence. Malgré quelques déclenchements de groupes, l'incident est circonscrit grâce à la réaction majoritairement correcte des différents composants et acteurs du système électrique. La reconnexion progressive de l Italie avec ses voisins de 4h05 à 12h45 permet la reprise progressive des importations et la reconstitution du réseau, de 6h à 16h. La réalimentation de certaines zones du Sud demandera une vingtaine d'heures. Globalement, l'effondrement a affecté 57 millions de personnes, avec coupure de MW pendant plusieurs heures. A LES ENSEIGNEMENTS DE CES INCIDENTS 2003 Le retour d expérience sur ces nouveaux incidents conduit à dégager les points sensibles suivants : - la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que le GRT est en charge des infrastructures de transport (cas de la France) ou non (cas de l Italie actuellement et des États-Unis) ; - la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, en particulier dans les situations les plus extrêmes où ses ordres doivent être exécutés sans discussion ni retard ; - le caractère indispensable de l indépendance des GRT par rapport aux autres acteurs du marché ; - l'exigence d'un référentiel de sûreté adapté, dans ses différentes dimensions : directives, lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant au GRT comme aux autres acteurs (producteurs, distributeurs, consommateurs, traders, ) ; - l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les producteurs, distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect de dispositions de sûreté depuis le stade du raccordement au réseau jusqu'à celui de la conduite, en précisant clairement les engagements de chaque partie et les modalités de contrôle de ces engagements ; - enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux différentes échelles de temps concernées. 265

269 Lexique ACR Agence de Conduite Régionale (EDF-Gaz de France Distribution) ARTERE Architecture du Réseau de Télécommunication du Réseau Électrique ASN Animateur du Synoptique National ASR Analyse de Sécurité du Réseau ATS Animateur du Tableau Synoptique CIGRÉ Comité International des Grands Réseaux Électriques CNES Centre National d Exploitation du Système (RTE) CNPE Centre Nucléaire de Production d Électricité CNR Compagnie Nationale du Rhône CNREX Commission Nationale du Retour d Expérience CPT Centre de Production Thermique CRE Commission de Régulation de l Énergie CURTE Comité des Utilisateurs du Réseau de Transport DESE Département Exploitation du Système Électrique (RTE) DN Dispatching National DR Dispatching Régional EDF Électricité de France ELD Entreprise Locale de Distribution ESS Événements Système Significatifs ETSO European Transmission System Operators GRT Gestionnaire de Réseau de Transport HT (1) Haute Tension (remplacé par HTB1) HTA Haute Tension < 50 kv HTB Haute Tension > 50 kv HTB1 : 63 & 90 kv (ex HT) HTB2 : 225 kv HTB3 : 400 kv IMAP Intensité Maximale Admissible en Permanence MA Mécanisme d Ajustement MT Moyenne Tension (remplacé par HTA) PCG PEXI PHV PSEM REX RPT RSCT RSFP RST RTE SAS SEE SENE SENP SEO SERAA SESE SESO SFS SIRC SMQ SNC STEP TAC THT (1) UCTE URSE USE Pupitre de Commandes Groupées Pupitre d EXploitation Informatisé Poste Hydraulique de Vallées Poste Sous Enveloppe Métallique Retour d EXpérience Réseau Public de Transport Réglage Secondaire Coordonné de Tension Réglage Secondaire Fréquence-Puissance Réglage Secondaire de Tension Réseau de Transport d Électricité Système d Alerte et de Sauvegarde Système Électrique Est (RTE) Système Électrique Nord-Est (RTE) Système Électrique Normandie- Paris (RTE) Système Électrique Ouest (RTE) Système Électrique Rhône Alpes Auvergne (RTE) Système Électrique Sud-Est (RTE) Système Électrique Sud-Ouest (RTE) Sûreté de Fonctionnement du Système Système Informatique Régional de Conduite Système de Management de la Qualité Système National de Conduite Station de Transfert d Énergie par Pompage Turbine À Combustion Trés Haute Tension (remplacé par HTB2 et HTB3) Union pour la Coordination du Transport d Électricité Unités Régionales du Système Électrique (RTE) Unités du Système Électrique (RTE) (1) : Les sigles HT et THT sont encore utilisés pour désigner respectivement les réseaux 63 & 90 kv d une part, 225 & 400 kv d autre part. 266

270 Index Mots définis ou expliqués Actions de sauvegarde : p. 49 Aléas : p Automates d exploitation : p Battements (de tension) : p.41 Blocage régleurs : p Cascade de surcharges : p Classification par gravité des ESS : p Consommation : p Culture de sûreté : p Délestage fréquencemètrique : p Défense en profondeur : p. 43 à 65 Diagramme de fonctionnement des alternateurs : p Doctrine d exploitation du Système : p DRS : p. 65 Économie : p. 23 Écroulement de fréquence : p Écroulement de tension : p Événements Système Significatifs (ESS) : p Facteurs Humains : p Formation : p. 135 à 138 Fréquence (écroulement de) : p. 59 Fréquence (réglage de) : p Îlotage : p Incident (généralisé, de grande ampleur) : p. 31 à Annexe 4 Interconnexion : p. 15 Lignes de défense : p Maintenance : p Marges d exploitation : p à 217 Mécanisme d ajustement : p. 215 à 217 N-k (règle du) : p à 207 Ossatures régionales : p Ouvrage de transport : p. 95 Ouvrage de production : p. 85 à 91 Parades ultimes : p Performance (des composants) : de p. 87 à Phénomènes (de dégradation de la sûreté) : p Plan de défense : p Plan de reconstitution : p Postes de transport : p Prévention/Préparation : p Protection (plan de) : p à 233 Qualité de fourniture : p. 23 Réactive (puissance, ) : p. 89 Reconstitution du réseau : p. 67 à 71 Réglage Secondaire Fréquence - Puissance (RSFP) : p à 185 Réglage Secondaire de Tension (RST) : p Réseau de sécurité : p Retour d expérience (REX SFS) : p. 148 à 163 Réserves actives : p. 211 à 213 Rupture de synchronisme : p SAS : p Scénarios de renvoi de tension : p. 73 Simulation (outils de) : p. 137 Surcharges (cascade de) : p Sûreté (du Système) : p. 18 à Surveillance/Action : p Synchronisme (rupture de) : p Système de téléconduite : p. 113 à 121 Système électrique : p 13 à 15 Tension (écroulement de) : p Tension (réglage de) : p à 203 Transits (maîtrise des) : p. 169 à

271 Iconographie LA MEDIATHEQUE EDF - RTE Pierre BERENGER p. 26, 50, 90 Sylvain BEUCHERIE p. 108 Claude CAROLY p. 34, Damien CHARFEDDINE p. 48, 104 Claude CIEUTAT p. 162 Sophie CHIVET p. 68 Michel CREPIN p. 240 Dominique DELIOUX p. 48, 78 Philippe GUIGNARD p. 56 Gérard HALARY p. 82 Stéphane HARTER p. 160 G. JAUMOTTE p. 12, 38 Gérard LOUCEL P. 144 Marc MORCEAU p. 26, 48, 60, 76, 130, 236, 250 Michel MONTEAUX p. 2, 22 Claude PAUQUET p. 20, 48, 74, 86, 98, 100, 238 J.C. RAOUL p. 208 Lionel ROUX p. 166, T. SIEGMANN p. 252 Yves SOULABAILLE p. 36, 40, 48, 84, 104, 124, 134, 154, 164, 220 Guillaume ZUILI p. 114, 138, 160 Droits réservés p. 20, 68, 72, 104, 116, 156, 264 Phototèque CNER p. 80, 94, 106, 120, 146 Phototèque STH p. 168, 234 Compagnie Nationale du Rhône p. 142 Société Nationale d Équipements Thermiques p. 122,

272 Sommaire 2.1 Le système électrique p Définition p L exploitation du système électrique p La sûreté du Système p Définition p Les enjeux de la sûreté du Système p Les obligations p Interactions Sûreté/Économie et Sûreté/Qualité..... p Les enjeux de l ouverture du marché européen de l électricité p Les modes de dégradation de la sûreté p Avant-propos 1.1 Les objectifs du Mémento p. 5p Structure du Mémento p Utilisation du Mémento p. 9 La sûreté du système : les bases Les aléas p Les marges de sécurité p Les phénomènes à l origine de la dégradation de la sûreté p. 2.4 La défense en profondeur p Définition p Structuration des lignes de défense p Actions de sauvegarde et Plan de défense p La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutés p La reconstitution du réseau p Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau p Préparation du réseau et diagnostic p Reconstitution du réseau par ossatures régionales p Scénarios de renvoi de tension p

273 Les dispositions prises dans le domaine matériel, pour garantir la sûreté du Système 3.1 Les critères de structuration du système électrique p Les performances attendues des ouvrages de production et de transport.. p Les ouvrages de production p Les ouvrages de transport : les postes p Les protections et les automates d exploitation p Les réglages automatiques de la fréquence et de la tension p Le réglage automatique de la fréquence p Le réglage automatique de la tension p Le système de téléconduite p Les principes de la conduite du système p Les moyens de conduite p Le réseau de télécommunication de sécurité p Le système de téléconduite p. 119 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain, pour garantir la sûreté du Système 4.1 Le management du Facteur Humain p Les conditions d une bonne contribution p L influence du management p La culture de sûreté p La formation p La formation au service de la sûreté du Système p La formation à la conduite du Système p Formation aux autres métiers de l exploitation du Système p La doctrine d exploitation p La mise sous assurance de la qualité des activités p Le Retour d expérience (REX) p L organisation du REX p La classification par gravité des incidents p Les enseignements tirés des grands incidents p

274 A Fonctionnement du Système : notions de base A.1.1 La maîtrise des transits p. 169 A.1.2 Le réglage de la fréquence p. 173 A.1.3 Le réglage de la tension p. 187 A.1.4 La règle du N-k p. 205 A.1.5 Les marges d exploitation et le mécanisme d ajustement p. 209 A.1.6 Les plans de protection p. 219 A Les politiques de RTE A.2.1 La politique "Sûreté du Système électrique" p. 237 A.2.2 La politique "Qualité" p. 238 A Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport A.3.1 Historique p. 243 A.3.2 ETSO p. 245 A.3.3 UCTE p. 247 A Les grands incidents à travers le monde A.4.1 Introduction p. 253 A.4.2 France : incident du 19 décembre p. 255 A.4.3 France : incident du 12 janvier p. 256 A.4.4 Québec : incident du 18 avril p. 257 A.4.5 Italie : incident du 24 août p. 258 A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l été p. 260 A.4.7 Les grandes pannes de l année p

275 TIEMPO ÉDITIONS 22, rue Chauchat Paris Tél. : Fax :