Mémento de la sûreté du système électrique â Version 2004 - RTE
Mémento de la sûreté du système électrique â Version 2004 - RTE
Mémento de la sûreté du système électrique â Version 2004 - RTE
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MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE<br />
ÉDITION <strong>2004</strong>
Ce Mémento vous est personnel<br />
NOM : . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .<br />
Ce mémento peut également être consulté et téléchargé sur le site web <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> :<br />
(chemin d’accès : www.rte-France.com Qui sommes-nous ? Réseau Sûreté <strong>du</strong> Système).<br />
Si vous avez <strong>de</strong>s remarques ou <strong>de</strong>s suggestions à formuler, vous pouvez :<br />
• soit nous en faire part sur le site web,<br />
• soit nous les adresser par courrier à l’adresse suivante :<br />
<strong>RTE</strong> / Département Exploitation <strong>du</strong> Système Électrique (DESE)<br />
Tour Initiale<br />
1, terrasse Bellini - TSA 41000<br />
92919 Paris <strong>la</strong> Défense Ce<strong>de</strong>x<br />
Vous contribuerez ainsi à améliorer cet ouvrage et à faire en sorte que le moment<br />
venu, sa réédition répon<strong>de</strong> encore mieux à vos attentes.
MÉMENTO DE LA SÛRETÉ<br />
DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE
1 Avant-propos<br />
2 La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
3 Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
pour garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
4 Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
pour garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
A1<br />
Fonctionnement <strong>du</strong> Système : notions <strong>de</strong> base<br />
A2<br />
Les politiques <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
A3<br />
Les associations internationales<br />
<strong>de</strong> Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
A4<br />
Les grands inci<strong>de</strong>nts à travers le mon<strong>de</strong><br />
Sommaire détaillé pages 269 à 271<br />
1<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Dispatching national (CNES)<br />
Le réseau à 400 kV français est maillé<br />
et interconnecté avec le réseau européen.<br />
Il est surveillé en permanence<br />
<strong>de</strong>puis le dispatching <strong>du</strong> CNES.<br />
2<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
1<br />
Avant-<br />
propos<br />
1.1 Objectifs <strong>du</strong> Mémento<br />
1.2 Structure <strong>du</strong> Mémento<br />
1.3 Utilisation <strong>du</strong> Mémento<br />
Ce document est <strong>la</strong> propriété <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>.<br />
Toute communication, repro<strong>du</strong>ction, publication, même partielles,<br />
sont interdites sauf autorisation écrite <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>.<br />
3<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Cet ouvrage à vocation pédagogique a pour objet<br />
<strong>de</strong> situer le rôle <strong>de</strong> chacun dans <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système électrique.<br />
Le mémento <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique<br />
n’est pas un document <strong>de</strong> doctrine.<br />
Il n’a aucun caractère prescriptif,<br />
réglementaire ou justificatif.<br />
4<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
1<br />
1.1<br />
Avant-propos<br />
Objectifs <strong>du</strong> Mémento<br />
Le Mémento <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique est un recueil<br />
d'informations générales sur <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système<br />
électrique.<br />
Il résume les grands principes qui régissent cette sûreté en montrant<br />
leur cohérence et les analogies existant avec <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement<br />
d'autres processus et notamment <strong>la</strong> sûreté nucléaire. Il fait<br />
apparaître les re<strong>la</strong>tions entre les grands phénomènes pouvant entraîner<br />
<strong>de</strong>s dégradations <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système et les exigences <strong>de</strong> sûreté<br />
mises en œuvre pour éviter ces dégradations et en limiter les effets. Il<br />
fait le lien entre les différents facteurs influençant <strong>la</strong> sûreté et les<br />
phénomènes mis en jeu.<br />
Ce Mémento n'a pas vocation à se substituer aux contrats et aux règles<br />
d'exploitation qui définissent les exigences à respecter pour assurer <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>du</strong> Système. Il se limite à exposer, <strong>de</strong> façon pédagogique, les<br />
grands principes à l'origine <strong>de</strong> ces règles. Il vise ainsi à mettre à <strong>la</strong><br />
disposition <strong>de</strong>s différents acteurs impliqués dans <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système,<br />
quels que soient leur métier et leur fonction, un référentiel culturel<br />
commun concernant ces principes.<br />
Il ai<strong>de</strong> ainsi chacun à situer son geste professionnel vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système.<br />
Le Mémento se limite à une présentation simplifiée <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté qui est<br />
une partie <strong>de</strong> l'exploitation <strong>du</strong> système électrique. Cette <strong>de</strong>rnière<br />
recouvre d'autres thèmes non traités ici, tels que :<br />
• l'économie,<br />
• <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> <strong>la</strong> fourniture.<br />
Il ne traite pas non plus <strong>du</strong> partage <strong>de</strong>s responsabilités vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
sûreté au sein <strong>de</strong>s organisations, ni <strong>de</strong>s structures <strong>de</strong> contrôle.<br />
5<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
o<br />
Avant-propos<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système :<br />
les bases<br />
Les dispositions prises<br />
dans le domaine matériel<br />
Les dispositions prises<br />
dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
Annexes<br />
o<br />
o<br />
o<br />
o<br />
6<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
1<br />
1.2<br />
Avant-propos<br />
Structure <strong>du</strong> Mémento<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système repose sur <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> dispositions <strong>de</strong><br />
natures diverses adaptées à <strong>la</strong> dynamique <strong>de</strong>s grands phénomènes à<br />
l’origine <strong>de</strong> <strong>la</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté. Ces dispositions relèvent <strong>de</strong>s<br />
domaines technique, organisationnel ou <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s eux-mêmes.<br />
C'est sur cette base qu'a été structuré le présent Mémento. Après le<br />
rappel <strong>de</strong>s éléments qui définissent et constituent <strong>la</strong> sûreté, on précise<br />
quelles sont les dispositions prises pour <strong>la</strong> garantir.<br />
Cette présentation est complétée par quatre annexes qui traitent :<br />
• <strong>de</strong>s notions <strong>de</strong> base <strong>du</strong> fonctionnement <strong>du</strong> Système,<br />
• <strong>de</strong>s politiques <strong>RTE</strong> "Sûreté <strong>du</strong> Système" et "Qualité".<br />
• <strong>de</strong> <strong>la</strong> coopération entre sociétés pour l’exploitation <strong>du</strong> système<br />
électrique européen,<br />
• <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts à travers le mon<strong>de</strong>.<br />
La page <strong>de</strong> droite est réservée au texte. Le ban<strong>de</strong>au <strong>de</strong> <strong>la</strong> page rappelle<br />
<strong>la</strong> couleur <strong>du</strong> chapitre.<br />
Dans <strong>la</strong> plupart <strong>de</strong>s cas, <strong>la</strong> page <strong>de</strong> gauche est réservée aux exemples, aux<br />
illustrations, aux principaux messages énoncés dans <strong>la</strong> page en vis-à-vis,<br />
à <strong>de</strong>s résumés qui peuvent être utilisés pour <strong>de</strong>s actions <strong>de</strong> formation.<br />
La <strong>de</strong>rnière page <strong>de</strong> chaque chapitre est un résumé <strong>de</strong> celui-ci.<br />
En fin d’ouvrage :<br />
- un lexique explicite les sigles et abréviations utilisés ;<br />
- un in<strong>de</strong>x permet <strong>de</strong> retrouver les mots clefs dans le texte <strong>du</strong> Mémento.<br />
7<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le Mémento<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique<br />
POUR QUI ? POUR QUOI FAIRE ?<br />
Maîtres d’ouvrage<br />
Maîtres d’œuvre<br />
Prestataires et fournisseurs<br />
Prendre en compte <strong>la</strong> sûreté<br />
dans <strong>la</strong> conception<br />
et <strong>la</strong> réalisation <strong>de</strong>s ouvrages<br />
Personnel <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite,<br />
d’exploitation<br />
et <strong>de</strong> maintenance<br />
Développer une approche<br />
réfléchie <strong>de</strong>s problèmes <strong>de</strong> sûreté<br />
Répondre aux questions<br />
quotidiennes en matière <strong>de</strong> sûreté<br />
Management<br />
et personnel<br />
d’encadrement<br />
Définir <strong>la</strong> politique <strong>de</strong> sûreté<br />
Développer les pratiques<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> culture <strong>de</strong> sûreté<br />
chez le personnel<br />
Formateurs<br />
Utiliser dans le cadre<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> formation<br />
8<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
1<br />
1.3<br />
Avant-propos<br />
Utilisation <strong>du</strong> Mémento<br />
Le Mémento est <strong>de</strong>stiné à tous ceux qui ont un rôle vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système :<br />
• Maîtres d’ouvrage, concepteurs, maîtres d’œuvre,<br />
• Personnel d’exploitation <strong>du</strong> système électrique,<br />
• Personnel chargé <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite, <strong>de</strong> l’exploitation et <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance<br />
<strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport,<br />
• Personnel chargé <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite, <strong>de</strong> l’exploitation et <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance<br />
<strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong>s utilisateurs <strong>du</strong> réseau (pro<strong>du</strong>cteurs, distributeurs et<br />
consommateurs),<br />
• Prestataires et fournisseurs, ...<br />
L'objectif premier <strong>de</strong> l'ouvrage est d'offrir un exposé simple et<br />
abordable <strong>de</strong>s principales approches et dispositions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système <strong>de</strong> façon à ce que chacun, pour ce qui le concerne, puisse<br />
approfondir sa maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté, connaître ses principes et<br />
fon<strong>de</strong>ments, en connaître les enjeux, s'y référer pour lui-même ou pour<br />
former son entourage, et soit mieux à même <strong>de</strong> les mettre en re<strong>la</strong>tion<br />
avec les gestes professionnels quotidiens qu’il accomplit.<br />
Le Mémento doit aussi permettre à ceux qui ne partagent pas les mêmes<br />
gestes professionnels <strong>de</strong> communiquer entre eux sur le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système.<br />
Le Mémento <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système, document <strong>de</strong> culture <strong>de</strong><br />
sûreté, met à <strong>la</strong> disposition <strong>de</strong> tous les exploitants, quel que<br />
soit leur métier, <strong>la</strong> même information applicable au quotidien.<br />
9<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
10<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Le système électrique :<br />
<strong>de</strong> multiples composants<br />
en interaction permanente sous le contrôle<br />
d’opérateurs humains et d’automates
2<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système :<br />
les bases<br />
2.1 Le système électrique<br />
2.1.1 Définition<br />
2.1.2 L’exploitation <strong>du</strong> système électrique<br />
2.2 La sûreté <strong>du</strong> Système<br />
2.2.1 Définition<br />
2.2.2 Les enjeux <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
2.2.3 Les obligations<br />
2.2.4 Interactions sûreté/économie et sûreté/qualité<br />
2.2.5 Les enjeux <strong>de</strong> l’ouverture <strong>du</strong> marché européen <strong>de</strong> l’électricité<br />
2.3 Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.1 Les aléas<br />
2.3.2 Les marges <strong>de</strong> sécurité<br />
2.3.3 Les phénomènes à l’origine d’une dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.4 La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.1 Définition<br />
2.4.2 Structuration <strong>de</strong>s lignes <strong>de</strong> défense<br />
2.4.3 Actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> et p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense<br />
2.4.4 La défense en profon<strong>de</strong>ur appliquée aux phénomènes redoutés<br />
2.5 La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
2.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs <strong>du</strong> réseau<br />
2.5.2 Préparation <strong>du</strong> réseau et diagnostic<br />
2.5.3 Reconstitution <strong>du</strong> réseau par ossatures régionales<br />
2.5.4 Scénarios <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension<br />
2.5.5 Mise en p<strong>la</strong>ce et maintien en conditions opérationnelles<br />
<strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
11<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Jeu <strong>de</strong> barres 400 kV<br />
Le mail<strong>la</strong>ge <strong>du</strong> réseau est névralgique<br />
pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique.<br />
12<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.1<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Le système électrique<br />
2.1.1 DÉFINITION<br />
Le système électrique français est un ensemble <strong>de</strong> plus <strong>de</strong> 100 000 MW <strong>de</strong><br />
puissance installée et qui délivre à <strong>la</strong> pointe plus <strong>de</strong> 80 000 MW ; il<br />
comprend :<br />
● un parc <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> plus <strong>de</strong> 100 000 MW, composé <strong>de</strong> plusieurs<br />
centaines <strong>de</strong> groupes (hydrauliques, thermiques c<strong>la</strong>ssiques ou nucléaires,<br />
…). Ces groupes sont eux-mêmes <strong>de</strong>s ensembles complexes<br />
<strong>de</strong> gros matériels <strong>de</strong> puissance, mais aussi d’organes <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion et<br />
<strong>de</strong> protections ;<br />
● une centaine <strong>de</strong> milliers <strong>de</strong> kilomètres <strong>de</strong> lignes aériennes ou <strong>de</strong><br />
câbles souterrains et plusieurs milliers <strong>de</strong> postes HTB formant un<br />
réseau interconnecté fortement maillé, qui permet <strong>de</strong>s transits <strong>de</strong><br />
puissance importants. Là encore, outre les matériels <strong>de</strong> puissance<br />
(lignes, transformateurs, organes <strong>de</strong> coupure, …), il faut considérer un<br />
grand nombre <strong>de</strong> protections et d’automates ;<br />
● plusieurs milliers d’instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> clients, directement raccordées<br />
sur les réseaux HTB, ou alimentées par <strong>de</strong>s réseaux <strong>de</strong> tensions<br />
inférieures reliés à ces mêmes réseaux. Elles présentent différents<br />
types <strong>de</strong> besoins (courbes <strong>de</strong> charge, puissance <strong>de</strong> court-circuit, ...).<br />
Elles peuvent être <strong>de</strong>s sources <strong>de</strong> perturbations et présenter <strong>de</strong>s<br />
comportements dynamiques très différents lors <strong>de</strong>s variations<br />
importantes <strong>de</strong> tension et/ou <strong>de</strong> fréquence rencontrées au cours <strong>de</strong>s<br />
inci<strong>de</strong>nts ;<br />
● un centre <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite national (CNES) et sept centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
régionaux (URSE) exploitant, chacun dans sa zone d’action et conformément<br />
à ses responsabilités, le système électrique ; outre les interventions<br />
<strong>de</strong>s opérateurs, <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>tions centralisées sont mises en œuvre<br />
pour régler <strong>la</strong> fréquence et les échanges avec les gestionnaires <strong>de</strong> réseaux<br />
<strong>de</strong> transport voisins, et <strong>la</strong> tension sur <strong>de</strong>s zones plus ou moins vastes.<br />
Ces multiples composants en interaction permanente, sous le contrôle<br />
d’opérateurs humains et d’automates, constituent un ensemble complexe<br />
et fortement bouclé ; il doit être conçu et exploité <strong>de</strong> manière cohérente ;<br />
c’est <strong>la</strong> dimension SYSTÈME.<br />
13<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’interconnexion <strong>du</strong> système électrique français<br />
avec les pays d’Europe <strong>de</strong> l’Ouest<br />
L’interconnexion<br />
=<br />
• un Système plus robuste,<br />
• une capacité d’échanges plus gran<strong>de</strong> entre réseaux,<br />
• une assistance mutuelle entre partenaires.<br />
14<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.1<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Le système électrique<br />
Le Système français fait partie <strong>du</strong> système interconnecté européen<br />
(cf. annexe A3).<br />
L’interconnexion crée les conditions d’une solidarité permanente entre<br />
les partenaires ; elle offre <strong>de</strong> nombreux avantages, dont une capacité<br />
d’échanges plus importante entre réseaux favorisant <strong>la</strong> réalisation d’un<br />
marché unique <strong>de</strong> l’électricité en Europe, ainsi que les possibilités <strong>de</strong><br />
secours mutuel lors d’une défail<strong>la</strong>nce d’un équipement <strong>de</strong> transport ou<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
Deux caractéristiques essentielles <strong>de</strong> ce Système doivent être prises en<br />
compte vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté :<br />
●<br />
d’une part, le fait qu’il soit fortement maillé a pour conséquence<br />
qu’une perturbation importante, quelle que soit sa localisation, risque<br />
<strong>de</strong> se propager à l’ensemble <strong>du</strong> Système ;<br />
●<br />
d’autre part, que les constantes <strong>de</strong> temps qui sont en jeu couvrent <strong>de</strong>s<br />
échelles <strong>de</strong> temps très diverses. Ainsi, les perturbations <strong>de</strong> l’on<strong>de</strong><br />
électrique résultant <strong>de</strong>s courts-circuits se propagent à <strong>de</strong>s vitesses<br />
proches <strong>de</strong> <strong>la</strong> lumière, les automates ou protections travaillent dans<br />
<strong>de</strong>s domaines al<strong>la</strong>nt <strong>de</strong> <strong>la</strong> dizaine <strong>de</strong> millisecon<strong>de</strong>s à quelques<br />
secon<strong>de</strong>s, et certaines régu<strong>la</strong>tions pilotent <strong>de</strong>s processus ayant <strong>de</strong>s<br />
constantes <strong>de</strong> temps <strong>de</strong> plusieurs minutes voire <strong>de</strong> plusieurs heures.<br />
L’équilibre <strong>du</strong> Système repose donc sur une parfaite coordination <strong>de</strong><br />
l’ensemble <strong>de</strong>s dispositifs <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion et <strong>de</strong> protection.<br />
Il en résulte que tout mauvais comportement d’un composant,<br />
même très localisé, peut briser cet équilibre, rejaillir très vite et<br />
très loin et affecter globalement le fonctionnement <strong>de</strong> l’ensemble.<br />
15<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les trois objectifs qui gouvernent<br />
l’exploitation <strong>du</strong> système électrique<br />
Garantir<br />
<strong>la</strong> SÛRETÉ<br />
<strong>de</strong> fonctionnement<br />
Favoriser<br />
<strong>la</strong> performance<br />
ÉCONOMIQUE<br />
et l’ouverture<br />
<strong>du</strong> marché électrique<br />
Satisfaire<br />
les ENGAGEMENTS<br />
contractuels<br />
16<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.1<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Le système électrique<br />
2.1.2 L’EXPLOITATION DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE<br />
Trois objectifs majeurs gouvernent l'exploitation <strong>du</strong> système électrique :<br />
● garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement,<br />
● favoriser <strong>la</strong> performance économique et l’ouverture <strong>du</strong> marché électrique,<br />
● satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis <strong>de</strong>s clients raccordés<br />
au réseau <strong>de</strong> transport.<br />
L’exploitation <strong>du</strong> Système doit garantir :<br />
● le maintien <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement (cf. § 2.2), c'est-à-dire <strong>la</strong> maîtrise<br />
<strong>de</strong> l'évolution et <strong>de</strong>s réactions <strong>du</strong> système électrique face aux différents<br />
aléas dont il est l'objet (courts-circuits, évolution imprévue <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation,<br />
indisponibilités fortuites d’ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ou <strong>de</strong> transport,<br />
…), en ré<strong>du</strong>isant autant que possible le risque d'inci<strong>de</strong>nts pouvant<br />
con<strong>du</strong>ire à une coupure <strong>de</strong> l'alimentation électrique généralisée à l'ensemble<br />
<strong>du</strong> pays ou à <strong>de</strong> vastes zones ;<br />
● <strong>la</strong> meilleure utilisation <strong>du</strong> réseau, au service <strong>de</strong> <strong>la</strong> performance économique<br />
<strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s acteurs <strong>du</strong> système électrique ; ceci <strong>de</strong>man<strong>de</strong><br />
d'utiliser et d’exploiter au mieux les offres <strong>de</strong> services proposées par<br />
les acteurs opérant au sein <strong>du</strong> système électrique :<br />
- les offres <strong>de</strong>s entités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et d’ajustement, dont les responsables<br />
s’efforcent d’assurer <strong>la</strong> meilleure disponibilité et d’améliorer<br />
les performances,<br />
- les possibilités d’échange d’énergie avec les autres réseaux <strong>du</strong><br />
système électrique européen,<br />
- les moyens d’action sur l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong>, dans le cadre<br />
<strong>de</strong> contrats souscrits par <strong>la</strong> clientèle, <strong>de</strong> règles <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite ou <strong>de</strong><br />
dispositifs d’urgence,<br />
- les services système ;<br />
● les engagements contractuels pris auprès <strong>de</strong>s clients, notamment en<br />
matière <strong>de</strong> qualité <strong>de</strong> fourniture.<br />
Le rôle <strong>de</strong> l’exploitant <strong>du</strong> Système est <strong>de</strong> maîtriser simultanément<br />
les trois objectifs : sûreté, économie et qualité.<br />
17<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La SÛRETÉ <strong>de</strong> fonctionnement<br />
<strong>du</strong> SYSTÈME électrique<br />
c’est l’aptitu<strong>de</strong> à :<br />
Assurer<br />
le fonctionnement normal <strong>du</strong> Système<br />
Limiter le nombre d’inci<strong>de</strong>nts<br />
et éviter les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
Limiter les conséquences<br />
<strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts<br />
18<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.2<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système<br />
2.2.1 DÉFINITION<br />
La notion <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement a été intro<strong>du</strong>ite d'abord dans<br />
l'armement au cours <strong>de</strong>s années 40 et les métho<strong>de</strong>s d'étu<strong>de</strong> <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
se sont ensuite développées successivement au cours <strong>de</strong>s années 60 et<br />
70 dans l'aéronautique, le nucléaire et les transports terrestres.<br />
La maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système électrique (ou<br />
sûreté <strong>du</strong> Système) est au cœur <strong>de</strong>s responsabilités confiées par <strong>la</strong> loi à<br />
<strong>RTE</strong>. Elle se définit comme l’aptitu<strong>de</strong> à :<br />
● assurer le fonctionnement normal <strong>du</strong> Système ;<br />
● limiter le nombre d’inci<strong>de</strong>nts et éviter les grands inci<strong>de</strong>nts ;<br />
● limiter les conséquences <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts lorsqu'ils se pro<strong>du</strong>isent.<br />
Une telle définition permet une approche active <strong>de</strong> l'amélioration <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
sûreté. Elle pousse à définir les conséquences inacceptables <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts,<br />
à i<strong>de</strong>ntifier les événements initiateurs et à définir <strong>de</strong>s para<strong>de</strong>s permettant <strong>de</strong><br />
limiter les risques. On reviendra sur ces notions au § 2.4.<br />
La politique "Sûreté <strong>du</strong> système électrique" définie et appliquée par <strong>RTE</strong> est<br />
présentée dans l’annexe A.2.1.<br />
2.2.2 LES ENJEUX DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME<br />
Une dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique qui se tra<strong>du</strong>irait par<br />
une augmentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts et, le cas échéant, par <strong>la</strong><br />
survenue d'un inci<strong>de</strong>nt généralisé à une gran<strong>de</strong> partie ou à <strong>la</strong> totalité <strong>du</strong><br />
réseau français, serait un échec dans l'exercice <strong>de</strong> <strong>la</strong> mission <strong>de</strong> service<br />
public <strong>de</strong> l'électricité.<br />
Au-<strong>de</strong>là <strong>de</strong>s conséquences humaines et économiques directes, il en<br />
résulterait :<br />
- <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> confiance <strong>du</strong> public risquant d’entraîner un affaiblissement<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> nouvelle organisation <strong>du</strong> secteur électrique, ainsi qu’un abandon<br />
<strong>de</strong> l’électricité au profit <strong>de</strong>s autres énergies concurrentielles ;<br />
- <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> confiance <strong>de</strong>s partenaires électriciens étrangers, susceptible<br />
<strong>de</strong> remettre en cause <strong>la</strong> gestion <strong>de</strong>s interconnexions ;<br />
- <strong>la</strong> remise en cause <strong>de</strong>s professions.<br />
19<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La sûreté <strong>du</strong> Système :<br />
un enjeu déterminant<br />
pour tous les acteurs <strong>du</strong> système électrique<br />
SNCF - TGV<br />
Ville <strong>de</strong> Rouen<br />
Les interruptions <strong>de</strong> fourniture<br />
ont <strong>de</strong>s impacts croissants<br />
sur <strong>la</strong> vie <strong>de</strong> notre société.<br />
20<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.2<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système<br />
L’enjeu <strong>de</strong> sûreté est donc, <strong>de</strong>puis longtemps, un enjeu déterminant pour<br />
l’exploitant <strong>du</strong> Système. Il se trouve encore renforcé aujourd’hui par les<br />
difficultés rencontrées pour imp<strong>la</strong>nter <strong>de</strong> nouveaux ouvrages <strong>de</strong><br />
transport <strong>du</strong> fait <strong>de</strong> l’accroissement <strong>de</strong>s contraintes d’environnement.<br />
Ceci oblige l’exploitant <strong>du</strong> Système à utiliser le réseau existant toujours<br />
plus aux limites. Il est essentiel, dans ces conditions, <strong>de</strong> pouvoir garantir<br />
le niveau <strong>de</strong> sûreté si l’on ne veut pas augmenter <strong>la</strong> probabilité d’apparition<br />
d’un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur.<br />
2.2.3 LES OBLIGATIONS<br />
C'est une évi<strong>de</strong>nce que <strong>de</strong> rappeler <strong>la</strong> p<strong>la</strong>ce <strong>de</strong> plus en plus importante <strong>de</strong><br />
l'électricité dans <strong>la</strong> vie courante <strong>de</strong> notre société ; en corol<strong>la</strong>ire, les<br />
interruptions <strong>de</strong> fourniture ont <strong>de</strong>s impacts croissants avec <strong>la</strong> <strong>du</strong>rée et<br />
l'éten<strong>du</strong>e géographique <strong>de</strong>s coupures. Le spectre <strong>de</strong>s conséquences est<br />
<strong>la</strong>rge, <strong>de</strong>puis <strong>la</strong> gêne locale jusqu’à <strong>la</strong> paralysie <strong>de</strong> l'activité sur <strong>de</strong> <strong>la</strong>rges<br />
zones <strong>du</strong> pays. Il est <strong>de</strong> <strong>la</strong> responsabilité <strong>de</strong> l'exploitant <strong>du</strong> Système, en<br />
liaison avec l'ensemble <strong>de</strong>s utilisateurs <strong>du</strong> réseau, <strong>de</strong> maîtriser le risque<br />
<strong>de</strong> coupure généralisée.<br />
La mission <strong>de</strong> service public confiée au gestionnaire <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport<br />
d’électricité (GRT) s’accompagne d’obligations qui sont, pour ce qui<br />
concerne <strong>la</strong> sûreté, définies dans <strong>la</strong> loi n° 2000-108 <strong>du</strong> 10 février 2000<br />
re<strong>la</strong>tive à <strong>la</strong> mo<strong>de</strong>rnisation et au développement <strong>du</strong> service public <strong>de</strong><br />
l’électricité, article 15 : "[…] Le gestionnaire <strong>du</strong> réseau public <strong>de</strong> transport<br />
assure à tout instant l’équilibre <strong>de</strong>s flux d’électricité sur le réseau, ainsi<br />
que <strong>la</strong> sécurité, <strong>la</strong> sûreté et l’efficacité <strong>de</strong> ce réseau, en tenant compte <strong>de</strong>s<br />
contraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille également au respect<br />
<strong>de</strong>s règles re<strong>la</strong>tives à l’interconnexion <strong>de</strong>s différents réseaux nationaux<br />
<strong>de</strong> transport d’électricité. […]"<br />
21<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Rechercher en permanence <strong>la</strong> performance<br />
économique en garantissant <strong>la</strong> Sûreté<br />
<strong>de</strong> fonctionnement et <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> service<br />
<strong>RTE</strong> - Dispatching régional <strong>de</strong> Système Électrique Est<br />
22<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.2<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système<br />
2.2.4 INTERACTIONS SÛRETÉ/ÉCONOMIE ET SÛRETÉ/QUALITÉ<br />
Si <strong>la</strong> sûreté constitue une priorité <strong>de</strong> l’exploitant <strong>du</strong> Système, elle ne peut<br />
pas être assurée à n’importe quel prix. En particulier :<br />
●<br />
●<br />
l'acceptabilité <strong>de</strong>s réseaux électriques n'est concevable que si l’énergie<br />
électrique est économiquement compétitive. Les investissements<br />
nécessaires pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système doivent être cohérents avec<br />
le coût, <strong>la</strong> fréquence et <strong>la</strong> gravité <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts qu’ils permettent d’éviter<br />
;<br />
par ailleurs, par sa souplesse d'utilisation, l'électricité dispose d'un<br />
avantage concurrentiel déterminant, mais les usages mo<strong>de</strong>rnes <strong>de</strong><br />
l'électricité exigent aussi un pro<strong>du</strong>it <strong>de</strong> qualité, garanti en termes <strong>de</strong><br />
temps <strong>de</strong> coupure, <strong>de</strong> forme <strong>de</strong> l'on<strong>de</strong> <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong> courant. Là<br />
encore, les dispositions prises en exploitation pour garantir <strong>la</strong><br />
sûreté doivent être compatibles avec les engagements contractuels<br />
pris sur <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> fourniture.<br />
23<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Échanges physiques d’électricité en Europe en 2003<br />
24<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Les échanges physiques<br />
(qui suivent les lois <strong>de</strong> répartition <strong>de</strong>s transits dans un réseau maillé) ne<br />
doivent pas être confon<strong>du</strong>s avec les échanges commerciaux entre pays.
2<br />
2.2<br />
La sûreté <strong>du</strong> système : les bases<br />
La sûreté <strong>du</strong> système<br />
2.2.5 LES ENJEUX DE L’OUVERTURE DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L’ÉLECTRICITÉ<br />
Avec l’ouverture <strong>du</strong> marché <strong>de</strong> l'électricité, le paysage <strong>de</strong>s échanges<br />
d’énergie effectués grâce au réseau <strong>de</strong> transport européen a sensiblement<br />
évolué et s’est accompagné :<br />
- d’un accroissement sensible <strong>de</strong>s niveaux d’échanges entre pays et<br />
d’une diversification <strong>de</strong>s types d’échanges,<br />
- <strong>de</strong> l’émergence <strong>de</strong> très nombreux nouveaux acteurs.<br />
C’est un véritable enjeu pour les GRT que <strong>de</strong> savoir utiliser au mieux les<br />
interconnexions au service <strong>de</strong> <strong>la</strong> performance économique tout en<br />
assurant <strong>la</strong> sûreté, dans le respect <strong>de</strong> l’équité d’accès au réseau, face à<br />
<strong>de</strong>s situations très variées et dans un contexte où les transferts d'énergie<br />
souhaités par les acteurs sont confrontés à <strong>de</strong>s capacités qui ne sont pas<br />
illimitées. Pour faire face à l’insuffisance <strong>de</strong> capacités transfrontalières,<br />
les GRT ont mis en p<strong>la</strong>ce, en coordination avec les Régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong><br />
l’Énergie <strong>de</strong>s pays concernés, divers mécanismes d'allocation <strong>de</strong> ces<br />
capacités <strong>de</strong> transfert : premier arrivé premier servi, enchères, attribution<br />
au prorata <strong>de</strong>s <strong>de</strong>man<strong>de</strong>s <strong>de</strong>s utilisateurs ou encore "mécanisme<br />
coordonné".<br />
Les échanges d'énergie entre partenaires interconnectés ne sont pas le<br />
seul moyen par lequel les gestionnaires <strong>de</strong> réseaux <strong>de</strong> transport peuvent<br />
contribuer à l'ouverture <strong>du</strong> marché tout en assurant <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong><br />
fonctionnement : le mécanisme retenu par <strong>RTE</strong> pour couvrir les pertes <strong>de</strong><br />
transport sur le réseau français, par <strong>la</strong> mise en œuvre d'appels d'offres<br />
ouverts aux acteurs étrangers, en constitue un exemple.<br />
25<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Quatre familles d’aléas<br />
26<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.1 LES ALÉAS<br />
Le Système, <strong>de</strong> par sa nature, est en permanence soumis à différents<br />
aléas qui peuvent être regroupés en quatre familles.<br />
Les aléas <strong>de</strong> consommation<br />
Du fait <strong>du</strong> caractère non stockable <strong>de</strong> l’énergie électrique, il faut assurer à<br />
tout instant l’adaptation <strong>de</strong> l’offre à <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong>.<br />
Le Système est donc en quelque sorte piloté par <strong>la</strong> consommation. Reflet<br />
<strong>de</strong> l’activité économique et sociale <strong>du</strong> pays, celle-ci présente un caractère<br />
globalement prévisible mais avec une marge aléatoire notable. Image<br />
agglomérée d’un grand nombre <strong>de</strong> comportements indivi<strong>du</strong>els, elle se<br />
trouve influencée, même à court terme, par <strong>de</strong> multiples facteurs dont le<br />
principal est d’origine météorologique : ainsi, en hiver ou en inter-saison,<br />
une baisse <strong>de</strong> température <strong>de</strong> 1 0 C se tra<strong>du</strong>it par un surcroît <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
consommation française pouvant atteindre 1 600 MW, alors qu’en été,<br />
lorsque <strong>la</strong> température dépasse 25 0 C, une hausse <strong>de</strong> 1° C <strong>de</strong> plus<br />
provoque une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW. D’un<br />
autre côté, le développement d’une formation nuageuse au-<strong>de</strong>ssus <strong>de</strong><br />
l’agglomération parisienne entraîne une augmentation <strong>de</strong> plusieurs<br />
centaines <strong>de</strong> MW.<br />
Les aléas météorologiques<br />
Le système électrique, géographiquement éten<strong>du</strong> et en re<strong>la</strong>tion très forte<br />
avec l’environnement (lignes aériennes, centrales hydrauliques, refroidissement<br />
<strong>de</strong>s centrales thermiques, ...) subit <strong>de</strong>s événements d’origine<br />
météorologique (foudre, tempête, givre, crue ou sécheresse, grand froid, ...),<br />
souvent peu prévisibles et qui in<strong>du</strong>isent <strong>de</strong>s perturbations notables : courtscircuits,<br />
déclenchements <strong>de</strong> groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, ...<br />
Les pannes et les agressions extérieures<br />
Les composants <strong>du</strong> Système eux-mêmes, intégrant souvent <strong>de</strong>s<br />
matériels <strong>de</strong> haute technologie travail<strong>la</strong>nt dans <strong>de</strong>s conditions<br />
in<strong>du</strong>strielles sévères, ne sont pas à l’abri <strong>de</strong> pannes (défail<strong>la</strong>nces<br />
imprévisibles d’équipements) ou d’agressions extérieures (pelleteuses<br />
qui sectionnent les câbles, acci<strong>de</strong>nts d’aéronefs ou <strong>de</strong> personnes, ...).<br />
27<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Des fluctuations <strong>de</strong> consommation<br />
Des aléas météorologiques<br />
(foudre, tempête, givre, crue, grand froid, …)<br />
Des pannes et agressions extérieures<br />
Des erreurs humaines dans l’exploitation<br />
et <strong>la</strong> maintenance<br />
Ces aléas imposent <strong>de</strong> se couvrir<br />
en constituant <strong>de</strong>s marges<br />
28<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
Certaines se tra<strong>du</strong>isent par <strong>de</strong>s conséquences immédiates (déclenchements<br />
d’ouvrages), d’autres peuvent rester cachées (pannes <strong>la</strong>tentes) et<br />
se révéler inopinément lors d’une sollicitation ; le système électrique<br />
affronte alors cette sollicitation dans une situation plus vulnérable.<br />
Les dysfonctionnements liés au facteur humain<br />
Le niveau <strong>de</strong> performance <strong>de</strong>s composants <strong>du</strong> Système dépend, pour<br />
une <strong>la</strong>rge part, <strong>du</strong> facteur humain qui intervient à tous les niveaux, <strong>de</strong>puis<br />
<strong>la</strong> conception et <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong>s équipements (qualité <strong>de</strong>s réalisations,<br />
rigueur <strong>de</strong>s essais <strong>de</strong> mise en service, ...) jusqu’à leur exploitation<br />
(qualité <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance, rigueur <strong>de</strong>s interventions, ...). Là encore, les<br />
conséquences peuvent être immédiates (cas <strong>du</strong> "défaut tournevis", ...) ou<br />
se manifester lors d’une sollicitation ultérieure (cas <strong>de</strong> l’erreur <strong>de</strong> câb<strong>la</strong>ge<br />
ou <strong>du</strong> mauvais rég<strong>la</strong>ge, par exemple).<br />
2.3.2 LES MARGES DE SÉCURITÉ<br />
Pour maintenir un fonctionnement satisfaisant <strong>du</strong> Système malgré les aléas<br />
qui pèsent sur lui, <strong>de</strong>s marges <strong>de</strong> sécurité sont prises systématiquement,<br />
<strong>de</strong>puis le développement jusqu’à l’exploitation. Typiquement, on<br />
dimensionne le Système pour qu’il puisse résister à un certain nombre<br />
d’événements répertoriés dans les règles <strong>de</strong> p<strong>la</strong>nification et d’exploitation.<br />
Le respect <strong>de</strong> ces règles <strong>de</strong> sécurité con<strong>du</strong>it <strong>la</strong> plupart <strong>du</strong> temps à <strong>de</strong>s<br />
surcoûts. Elles con<strong>du</strong>isent en effet à se ménager <strong>de</strong>s marges dont <strong>la</strong><br />
constitution coûte <strong>de</strong> façon certaine, alors que leur utilisation effective<br />
reste <strong>du</strong> domaine <strong>de</strong>s probabilités et que <strong>la</strong> valorisation précise <strong>de</strong>s<br />
coupures évitées est <strong>de</strong>s plus délicates.<br />
Ainsi, par exemple, lorsqu’on impose le démarrage d’un groupe <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction pour pouvoir faire face au déclenchement éventuel d’un ouvrage,<br />
on consent une dépense certaine. En contrepartie, le gain -éviter par exemple<br />
une coupure <strong>de</strong> clientèle- est, lui, aléatoire.<br />
29<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
30<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
La Sûreté pas à n’importe quel prix …
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
Malgré tout, il n’est pas envisageable <strong>de</strong> se prémunir contre n’importe quel<br />
type d’aléa. Tout d’abord parce qu’on ne peut concevoir toutes les<br />
combinaisons <strong>de</strong> pannes ou d’inci<strong>de</strong>nts susceptibles d’intervenir sur un<br />
nombre aussi grand <strong>de</strong> composants ; ensuite, parce qu’économiquement il<br />
ne peut être justifié <strong>de</strong> vouloir se prémunir (au sens <strong>de</strong> vouloir conserver un<br />
fonctionnement normal <strong>du</strong> Système) contre <strong>de</strong>s aléas dont <strong>la</strong> probabilité<br />
d’occurrence <strong>de</strong>vient extrêmement faible (combinaison d’aléas <strong>de</strong> faible<br />
probabilité chacun et indépendants).<br />
Pour <strong>de</strong>s combinaisons d’aléas particulièrement sévères mais très peu<br />
probables, on accepte donc que se pro<strong>du</strong>isent <strong>de</strong>s dégradations <strong>du</strong><br />
fonctionnement <strong>du</strong> Système con<strong>du</strong>isant à <strong>de</strong>s répercussions sensibles<br />
sur <strong>la</strong> clientèle. La priorité est alors <strong>de</strong> conserver <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> l’évolution<br />
<strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts afin <strong>de</strong> limiter leur ampleur finale.<br />
Dans les cas les plus graves, on accepte éventuellement <strong>de</strong> sacrifier une<br />
partie ré<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système si ce<strong>la</strong> permet d’enrayer efficacement <strong>la</strong><br />
dégradation.<br />
Compte tenu <strong>de</strong>s enjeux associés à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système (cf. § 2.2.2), <strong>la</strong><br />
perspective d’un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur n’est pas acceptable.<br />
L’exploitation <strong>du</strong> Système doit donc être assurée <strong>de</strong> manière à ré<strong>du</strong>ire au<br />
maximum l’occurrence d’un tel événement.<br />
L’observation <strong>du</strong> passé, tant en France qu’à l’étranger, montre que <strong>la</strong><br />
probabilité d’un événement majeur sur le Système -mise hors tension d’une<br />
gran<strong>de</strong> partie ou <strong>de</strong> <strong>la</strong> totalité <strong>du</strong> réseau français- peut être évaluée à 10 -1 par<br />
an, c’est-à-dire un événement majeur sur le Système tous les dix ans.<br />
Ce type d’inci<strong>de</strong>nt résulte, en général, <strong>de</strong> combinaisons défavorables<br />
d’éléments : situations précaires <strong>du</strong>es, par exemple, à <strong>de</strong>s marges<br />
insuffisantes ou déjà consommées, aléas multiples ou successifs sur <strong>de</strong>s<br />
ouvrages <strong>de</strong> transport ou <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, dysfonctionnement <strong>de</strong><br />
protections ou régu<strong>la</strong>tions, panne <strong>de</strong>s systèmes <strong>de</strong> télécommunication<br />
et/ou <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite.<br />
31<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Pour<br />
●<br />
Assurer le fonctionnement normal <strong>du</strong> Système<br />
●<br />
●<br />
Limiter les inci<strong>de</strong>nts et éviter les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
Limiter les conséquences <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts<br />
il faut se protéger :<br />
●<br />
<strong>de</strong>s surcharges<br />
en casca<strong>de</strong><br />
●<br />
<strong>de</strong> l’écroulement<br />
<strong>de</strong> tension<br />
●<br />
<strong>de</strong> l’écroulement<br />
<strong>de</strong> fréquence<br />
●<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> rupture<br />
<strong>de</strong> synchronisme<br />
32<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.3 LES PHÉNOMÈNES À L’ORIGINE DE LA DÉGRADATION<br />
DE LA SÛRETÉ<br />
La genèse d’un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur est toujours caractérisée par<br />
quelques phases <strong>de</strong> fonctionnement typiques liées à quatre grands<br />
phénomènes qui, indépendamment <strong>de</strong> leurs causes initiales, qui<br />
peuvent être multiples, se succè<strong>de</strong>nt ou se conjuguent tout au long <strong>de</strong><br />
l’inci<strong>de</strong>nt.<br />
Ces phénomènes sont :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
les surcharges en casca<strong>de</strong>,<br />
l’écroulement <strong>de</strong> tension,<br />
l’écroulement <strong>de</strong> fréquence,<br />
<strong>la</strong> rupture <strong>de</strong> synchronisme.<br />
Ils sont présentés ci-après, dans leur déroulement extrême. Les dispositions<br />
prises pour s’en prémunir et/ou en limiter les conséquences seront analysées<br />
dans le § 2.4 "La défense en profon<strong>de</strong>ur <strong>du</strong> Système".<br />
33<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Lignes 400 kV<br />
La bonne estimation <strong>de</strong>s reports <strong>de</strong> charge<br />
en cas d’aléa N-1 / N-k est déterminante<br />
pour éviter les surcharges en casca<strong>de</strong>.<br />
34<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
2.3 Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.3.1 Les surcharges en casca<strong>de</strong><br />
Le maintien d'intensités trop élevées dans un ouvrage con<strong>du</strong>it à <strong>de</strong>s<br />
échauffements pouvant endommager <strong>de</strong>s constituants <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison (ligne ou<br />
câble) elle-même. En outre, pour les lignes aériennes, l'échauffement <strong>de</strong>s<br />
con<strong>du</strong>cteurs in<strong>du</strong>it aussi leur allongement : ils se rapprochent <strong>du</strong> sol,<br />
ré<strong>du</strong>isant les distances d'isolement (risques d'amorçages) et créant <strong>de</strong>s<br />
risques pour les personnes et les biens.<br />
Pour se prémunir contre ces risques, on utilise en France <strong>de</strong>s protections<br />
dites <strong>de</strong> surcharge.<br />
Si <strong>la</strong> surcharge n'est pas levée avant un temps donné (20 minutes, par<br />
exemple, voire quelques dizaines <strong>de</strong> secon<strong>de</strong>s, selon l'ampleur <strong>du</strong><br />
dépassement constaté), I'ouvrage concerné déclenchera, par action <strong>de</strong> sa<br />
protection <strong>de</strong> surcharge. Le transit supporté auparavant par cet ouvrage va<br />
alors se reporter sur d'autres ouvrages, en fonction <strong>de</strong>s impédances<br />
apparentes re<strong>la</strong>tives.<br />
Selon <strong>la</strong> gravité <strong>de</strong>s phénomènes, et tout particulièrement l'état <strong>de</strong> charge<br />
initial <strong>de</strong>s ouvrages concernés, on conçoit que ce déclenchement puisse<br />
générer <strong>de</strong> nouvelles surcharges, <strong>de</strong> nouveaux déclenchements et, par<br />
reports <strong>de</strong> charge successifs, l'apparition d'un phénomène cumu<strong>la</strong>tif, les<br />
nouvelles surcharges étant plus nombreuses et <strong>de</strong> plus en plus difficiles à<br />
lever dans les dé<strong>la</strong>is impartis.<br />
L'apparition initiale d'une (ou plusieurs) surcharge(s) peut être <strong>la</strong> conséquence<br />
<strong>de</strong> plusieurs types <strong>de</strong> situations ou d’événements, en particulier :<br />
●<br />
●<br />
le déclenchement brutal d'ouvrages : perte(s) <strong>de</strong> ligne(s) (suite à<br />
l'apparition puis à l'élimination d'un court-circuit, action intempestive<br />
<strong>de</strong>protection sans apparition <strong>de</strong> défaut, ...), déclenchement <strong>de</strong><br />
groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, …<br />
une évolution <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation incompatible avec les ouvrages<br />
disponibles à un moment donné, éventuellement combinée avec <strong>de</strong>s<br />
valeurs <strong>de</strong> tension basses.<br />
35<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Transformateur THT/HT<br />
L’action <strong>de</strong>s régleurs en charge automatiques<br />
<strong>de</strong>s transformateurs doit être bloquée dès l’apparition<br />
<strong>du</strong> phénomène d’écroulement <strong>de</strong> tension.<br />
36<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.3.2 L’écroulement <strong>de</strong> tension<br />
Outre son aspect contractuel vis-à-vis <strong>de</strong>s clients, le contrôle <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
tension en tout point <strong>du</strong> système électrique est nécessaire pour assurer<br />
un comportement correct <strong>de</strong>s matériels, garantir le bon fonctionnement<br />
global <strong>du</strong> Système et éviter l’apparition <strong>de</strong> phénomènes <strong>du</strong> type écroulement<br />
<strong>de</strong> tension.<br />
La tension est une gran<strong>de</strong>ur locale, fortement influencée par les variations<br />
<strong>de</strong> consommation et les transits <strong>de</strong> puissance réactive (cf. annexe A.1.3).<br />
Celle-ci se transporte mal et au prix <strong>de</strong> chutes <strong>de</strong> tension importantes. La<br />
tension est donc réglée à partir <strong>de</strong> sources <strong>de</strong> puissance réactive (groupes,<br />
con<strong>de</strong>nsateurs, réactances, …) réparties sur le réseau.<br />
Pour une zone donnée, les sources <strong>de</strong> puissance réactive peuvent ne plus<br />
être suffisantes pour satisfaire les besoins à <strong>la</strong> suite, par exemple, d’un<br />
événement <strong>du</strong> type déclenchement d'ouvrages <strong>de</strong> transport ou <strong>de</strong> groupes,<br />
évolution imprévue <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation.<br />
L’importation <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive manquante à partir <strong>de</strong>s zones<br />
voisines provoque <strong>de</strong>s chutes <strong>de</strong> tension importantes sur le réseau HTB.<br />
Sans autres dispositions, ceci se tra<strong>du</strong>irait, au niveau <strong>de</strong>s charges <strong>de</strong>s<br />
clients, par le non respect <strong>de</strong>s p<strong>la</strong>ges contractuelles <strong>de</strong> tension. Pour pallier<br />
cet inconvénient, <strong>de</strong>s régleurs en charge automatiques, installés au niveau<br />
<strong>de</strong>s transformateurs <strong>de</strong>s réseaux alimentant <strong>la</strong> clientèle, permettent,<br />
normalement, <strong>de</strong> rattraper ces chutes <strong>de</strong> tension. Ceci a cependant pour<br />
conséquences <strong>de</strong> ré<strong>du</strong>ire l’impédance <strong>du</strong> dipôle entre <strong>la</strong> source et <strong>la</strong> charge,<br />
d’augmenter le courant et donc d’abaisser un peu plus <strong>la</strong> tension <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone<br />
au rythme <strong>de</strong>s changements <strong>de</strong> prise <strong>de</strong>s transformateurs.<br />
Si, en outre, l’appel <strong>de</strong> puissance réactive <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone dépasse les capacités<br />
<strong>de</strong> secours <strong>de</strong>s zones voisines -qui sont par nature limitées- l’appel <strong>de</strong><br />
puissance réactive supplémentaire pro<strong>du</strong>it les mêmes effets sur les zones<br />
adjacentes et con<strong>du</strong>it à l'extension <strong>du</strong> phénomène.<br />
En <strong>de</strong>çà d’un certain niveau bas <strong>de</strong> tension appelé tension critique, on se<br />
heurte à <strong>de</strong>s problèmes <strong>de</strong> limite <strong>de</strong> puissance active transmissible. Ce qui<br />
con<strong>du</strong>it à l’écroulement <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension, si aucune mesure n’est prise.<br />
37<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - Groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction nucléaire <strong>de</strong> 1 300 MW<br />
Le dimensionnement correct <strong>de</strong>s réserves<br />
et une bonne mise en œuvre <strong>de</strong> celles-ci<br />
sont indispensables pour assurer à tout moment<br />
l’équilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation<br />
38<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.3.3 L’écroulement <strong>de</strong> fréquence<br />
La stabilité <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence, sur un réseau électrique, tra<strong>du</strong>it l’équilibre entre<br />
<strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>la</strong> consommation, c’est-à-dire entre les forces motrices <strong>de</strong>s<br />
centrales et le couple résistant que représentent les charges. Si <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong><br />
(<strong>la</strong> consommation) excè<strong>de</strong> l’offre (<strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction), le Système est en<br />
déséquilibre, <strong>la</strong> vitesse <strong>de</strong>s machines et par voie <strong>de</strong> conséquence <strong>la</strong><br />
fréquence <strong>du</strong> réseau baissent. A contrario, si c'est l’offre qui est supérieure<br />
à <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong>, le Système voit les groupes accélérer et <strong>la</strong> fréquence<br />
augmenter.<br />
Comme <strong>la</strong> consommation fluctue par nature, il est nécessaire d’adapter, en<br />
permanence, le niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction pour maintenir <strong>la</strong> fréquence à une<br />
valeur stable <strong>de</strong> référence : 50 Hz en Europe.<br />
La fréquence doit être tenue autour <strong>de</strong> cette valeur <strong>de</strong> référence, d’une part<br />
parce qu’une fréquence évoluant sans cesse rendrait l’électricité<br />
inutilisable pour <strong>de</strong> multiples usages, d’autre part, parce que <strong>la</strong> plupart <strong>de</strong>s<br />
composants <strong>du</strong> Système sont optimisés et spécifiés pour fonctionner dans<br />
une p<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> fréquence donnée. En <strong>de</strong>hors <strong>de</strong> cette p<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> tolérance, <strong>de</strong>s<br />
dysfonctionnements graves <strong>de</strong> matériels apparaissent (en particulier sur<br />
les dispositifs <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion) et, si le déséquilibre est trop important, les<br />
groupes se séparent <strong>du</strong> réseau entraînant inévitablement l’effondrement<br />
<strong>de</strong> tout ou partie <strong>du</strong> système électrique.<br />
Le phénomène d’écroulement <strong>de</strong> fréquence est rapi<strong>de</strong>. À titre d’illustration,<br />
dans le cours <strong>de</strong> l’inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 19 décembre 1978 (cf. annexe 4), il a été<br />
constaté une dynamique <strong>de</strong> chute <strong>de</strong> fréquence <strong>de</strong> 3 Hz/s.<br />
En France, <strong>la</strong> p<strong>la</strong>ge admissible est <strong>de</strong> 50 Hz +/- 0,5 Hz. À partir <strong>de</strong> 49 Hz, <strong>de</strong>s<br />
délestages automatiques <strong>de</strong> consommation interviennent, <strong>de</strong>s baisses<br />
<strong>de</strong> fréquence <strong>de</strong> plusieurs Hz entraînent <strong>la</strong> séparation <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction par action <strong>de</strong> leur protection à minimum <strong>de</strong> fréquence.<br />
39<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Protection <strong>de</strong> distance<br />
Le temps d’élimination <strong>de</strong>s courts-circuits<br />
est un paramètre déterminant<br />
vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> rupture <strong>de</strong> synchronisme.<br />
40<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.3<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
2.3.3.4 La rupture <strong>de</strong> synchronisme<br />
Sur un réseau non perturbé, tous les rotors <strong>de</strong>s alternateurs tournent à <strong>la</strong><br />
même vitesse électrique. On parle alors <strong>de</strong> fonctionnement synchrone et <strong>la</strong><br />
vitesse commune définit <strong>la</strong> fréquence <strong>du</strong> système électrique.<br />
Ce synchronisme est dû à l’existence d’un lien é<strong>la</strong>stique appelé "couple<br />
synchronisant" qui, au travers <strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs électriques, solidarise les<br />
générateurs entre eux.<br />
Tant que le couple moteur appliqué au rotor par <strong>la</strong> turbine et le couple<br />
résistant dû aux charges raccordées au stator ne s’éloignent pas trop <strong>de</strong><br />
l’équilibre, le synchronisme est assuré par l’action <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong><br />
tension et <strong>de</strong> vitesse. Le Système est stable.<br />
Dans certaines situations, comme par exemple lors d’un court-circuit <strong>de</strong><br />
<strong>du</strong>rée excessive, le lien é<strong>la</strong>stique qui solidarise les générateurs peut être<br />
rompu. Des glissements peuvent se pro<strong>du</strong>ire entre les alternateurs qui ne<br />
tournent plus à <strong>la</strong> même vitesse. La fréquence <strong>du</strong> Système n’a plus <strong>de</strong><br />
sens précis. L’on<strong>de</strong> <strong>de</strong> tension observée en chaque point <strong>du</strong> réseau résulte<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> composition <strong>de</strong> sources <strong>de</strong> tension à <strong>de</strong>s fréquences différentes ; il<br />
apparaît alors <strong>de</strong>s battements <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong> courant à l'origine <strong>de</strong><br />
contraintes inacceptables sur les matériels : surintensités, surtensions, …<br />
Le Système a per<strong>du</strong> <strong>la</strong> stabilité.<br />
Sous l'action <strong>de</strong> leurs systèmes <strong>de</strong> protection, les ouvrages se séparent<br />
alors <strong>du</strong> réseau si aucune mesure n'est prise, ce qui con<strong>du</strong>it à <strong>la</strong> dislocation<br />
<strong>du</strong> Système.<br />
41<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La défense en profon<strong>de</strong>ur <strong>du</strong> Système<br />
=<br />
une succession <strong>de</strong> lignes <strong>de</strong> défense<br />
qui relèvent <strong>de</strong> trois domaines<br />
Prévention/<br />
Préparation<br />
Surveil<strong>la</strong>nce/<br />
Action<br />
Para<strong>de</strong>s<br />
ultimes<br />
42<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.1 DÉFINITION<br />
Au cours d'un inci<strong>de</strong>nt majeur, les différents phénomènes décrits au<br />
paragraphe précé<strong>de</strong>nt peuvent se succé<strong>de</strong>r ou se conjuguer. La sûreté <strong>du</strong><br />
Système repose sur <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> dispositions <strong>de</strong> natures diverses,<br />
adaptées à <strong>la</strong> dynamique <strong>de</strong> chaque phénomène et qui permettent <strong>de</strong><br />
prévenir, détecter et traiter les dysfonctionnements pouvant con<strong>du</strong>ire à son<br />
émergence et/ou d’en contrôler l’évolution.<br />
Ces dispositions, qui relèvent aussi bien <strong>du</strong> domaine <strong>du</strong> matériel, <strong>de</strong><br />
l’organisation que <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>du</strong> geste professionnel, sont appelées lignes<br />
<strong>de</strong> défense. La mise en œuvre <strong>de</strong> lignes <strong>de</strong> défense successives<br />
constitue le concept <strong>de</strong> défense en profon<strong>de</strong>ur.<br />
Ce principe est d'application courante dans le domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté nucléaire<br />
comme dans <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> nombreux systèmes<br />
in<strong>du</strong>striels complexes pour lesquels un haut niveau <strong>de</strong> sûreté est requis.<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur <strong>du</strong> système électrique repose sur<br />
l’articu<strong>la</strong>tion cohérente <strong>de</strong> lignes <strong>de</strong> défense successives, permettant<br />
d’éviter ou <strong>de</strong> contrôler les principaux phénomènes pouvant<br />
con<strong>du</strong>ire à son effondrement.<br />
2.4.2 STRUCTURATION DES LIGNES DE DÉFENSE<br />
Les lignes <strong>de</strong> défense se rapportent à trois grands domaines<br />
complémentaires :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>la</strong> prévention/préparation,<br />
<strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce/action,<br />
les para<strong>de</strong>s ultimes.<br />
43<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les<br />
Les<br />
lignes<br />
lignes <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong><br />
défense<br />
défense<br />
<strong>du</strong><br />
<strong>du</strong><br />
niveau<br />
niveau<br />
:<br />
:<br />
Prévention/Préparation<br />
Prévention/Préparation<br />
Faire<br />
Faire<br />
en sorte<br />
en sorte<br />
que les<br />
que<br />
phénomènes<br />
les phénomènes<br />
redoutés<br />
ne<br />
ne<br />
s’amorcent<br />
s’amorcent<br />
pas<br />
pas<br />
44<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.2.1 La Prévention/Préparation<br />
Il s'agit en premier lieu <strong>de</strong> faire en sorte que les phénomènes redoutés ne<br />
s’amorcent pas.<br />
Dans ce domaine, les actions menées visent à :<br />
● s’assurer <strong>du</strong> maintien <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong> fiabilité, <strong>de</strong> disponibilité et <strong>de</strong><br />
performance <strong>de</strong>s composants, <strong>de</strong> façon à ce qu’ils ren<strong>de</strong>nt le service<br />
atten<strong>du</strong> et que le nombre d’événements initiateurs soit minimisé ; c’est<br />
tout le sens <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance préventive sur les différents composants ;<br />
●<br />
●<br />
garantir une permanence quasi absolue <strong>de</strong> certaines fonctions vitales<br />
même en cas <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s équipements qui les remplissent.<br />
Ceci est obtenu en recherchant pour ces dispositifs une redondance<br />
matérielle et fonctionnelle. C'est, par exemple, le cas pour les<br />
protections <strong>de</strong> lignes 400 kV ;<br />
garantir le bon déroulement <strong>de</strong>s activités jugées à risque vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
sûreté par leur mise sous assurance qualité. C’est tout l’objet <strong>de</strong>s<br />
projets socio-managériaux menés dans les années 1990 pour<br />
améliorer les rég<strong>la</strong>ges, <strong>la</strong> maintenance et <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite, suivis d’une<br />
démarche globale à <strong>RTE</strong> dans le domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité.<br />
D’autre part, il s’agit <strong>de</strong> rendre le Système robuste face aux pertes <strong>de</strong><br />
certains ouvrages consécutives à <strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces et/ou à <strong>de</strong>s aléas jugés<br />
probables et pris en compte dans le dimensionnement <strong>de</strong> l’exploitation<br />
<strong>du</strong> Système.<br />
C'est ainsi que <strong>la</strong> règle <strong>du</strong> "N-k", appliquée au niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> préparation <strong>de</strong><br />
l’exploitation, permet d’éviter que certains <strong>de</strong> ces défauts ou aléas ne<br />
p<strong>la</strong>cent le Système dans une situation qui pourrait con<strong>du</strong>ire à un inci<strong>de</strong>nt<br />
majeur.<br />
La règle <strong>du</strong> "N-k" définit, vis-à-vis <strong>de</strong>s événements <strong>du</strong> type perte<br />
d’ouvrages, le niveau <strong>de</strong> risque maximal acceptable pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong><br />
Système et précise, pour un certain nombre d’entre eux, les conséquences<br />
tolérées (cf. annexe A.1.4).<br />
45<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les<br />
Les<br />
lignes<br />
lignes<br />
<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong> défense<br />
défense<br />
<strong>du</strong><br />
<strong>du</strong><br />
niveau<br />
niveau :<br />
Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
Détecter<br />
Détecter<br />
et<br />
et<br />
corriger<br />
corriger<br />
les<br />
les<br />
écarts<br />
écarts<br />
Les<br />
Les<br />
lignes<br />
lignes<br />
<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong> défense<br />
défense<br />
<strong>du</strong><br />
<strong>du</strong><br />
niveau<br />
niveau :<br />
Para<strong>de</strong>s<br />
Para<strong>de</strong>s<br />
ultimes<br />
ultimes<br />
Maîtriser les régimes inci<strong>de</strong>ntels<br />
pour éviter <strong>la</strong> ruine <strong>du</strong> Système<br />
Préparer <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> Système<br />
après un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur<br />
46<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
Les dispositions prises concernent <strong>la</strong> robustesse <strong>de</strong>s schémas<br />
d’exploitation, <strong>la</strong> présence <strong>de</strong> groupes autres que ceux prévus pour<br />
l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong>, l’enclenchement <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> compensation<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive (con<strong>de</strong>nsateur ou réactance), <strong>la</strong> limitation <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
puissance fournie par les groupes, ...<br />
2.4.2.2 La Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
Ce domaine regroupe l’ensemble <strong>de</strong>s actions, automatiques (rég<strong>la</strong>ge primaire<br />
<strong>de</strong> tension, par exemple) ou manuelles (comme les actions <strong>de</strong><br />
con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s dispatchers), qui permettent <strong>de</strong> détecter les écarts sur<br />
certaines gran<strong>de</strong>urs caractéristiques <strong>du</strong> bon fonctionnement <strong>du</strong> Système et<br />
<strong>de</strong> déclencher le cas échéant les actions correctives appropriées visant à<br />
assurer <strong>la</strong> protection <strong>de</strong>s matériels et <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système. L’objectif visé est<br />
avant tout d’éviter <strong>la</strong> dégénérescence d’inci<strong>de</strong>nts et/ou <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nces,<br />
prises en compte dans le dimensionnement <strong>du</strong> Système, en inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong><br />
gran<strong>de</strong> ampleur.<br />
2.4.2.3 Les Para<strong>de</strong>s ultimes<br />
Les actions relevant <strong>du</strong> niveau ultime sont celles qui visent d’une part à<br />
maîtriser les régimes inci<strong>de</strong>ntels d'une certaine ampleur, caractérisés<br />
par les phénomènes décrits au § 2.3, afin d’éviter un écroulement total <strong>du</strong><br />
réseau, d’autre part, à p<strong>la</strong>cer le Système dans une situation facilitant sa<br />
reconstitution si cet événement se pro<strong>du</strong>it. Il s'agit d'actions <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
exceptionnelles (délestage, par exemple).<br />
47<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Salle <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> <strong>de</strong> CNPE<br />
Salle <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> EDF - Gaz <strong>de</strong> France<br />
Distribution<br />
Dispatching régional<br />
Salle <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> <strong>de</strong> PCG/PEXI<br />
Salle <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> d’un PHV<br />
La plupart <strong>de</strong>s actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> passent<br />
par le re<strong>la</strong>is <strong>de</strong>s opérateurs <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
<strong>de</strong>s réseaux <strong>de</strong> transport et <strong>de</strong> distribution<br />
et <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
48<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.3 ACTIONS DE SAUVEGARDE ET PLAN DE DÉFENSE<br />
Les lignes <strong>de</strong> défense <strong>de</strong>s domaines "surveil<strong>la</strong>nce/action" et "para<strong>de</strong>s<br />
ultimes" correspon<strong>de</strong>nt à <strong>de</strong>s actions curatives dont <strong>la</strong> mise en œuvre est<br />
dictée par l’urgence <strong>de</strong> <strong>la</strong> situation et le <strong>de</strong>gré d’affaiblissement <strong>du</strong><br />
Système.<br />
Ceci justifie le caractère radical <strong>de</strong>s mesures prises, au prix parfois d’une<br />
certaine dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> fourniture pour un nombre limité <strong>de</strong><br />
clients. La philosophie adoptée, en particulier pour les situations extrêmes<br />
où l’action tentée est souvent celle <strong>du</strong> <strong>de</strong>rnier recours, repose sur le principe<br />
qu’il est préférable <strong>de</strong> se séparer volontairement <strong>de</strong> certaines charges ou <strong>de</strong><br />
certaines zones particulièrement affaiblies pour sauver le reste, plutôt que<br />
<strong>de</strong> tout perdre en <strong>la</strong>issant se dégra<strong>de</strong>r le Système.<br />
On peut regrouper ces actions curatives en <strong>de</strong>ux niveaux agissant à <strong>de</strong>s<br />
échelles <strong>de</strong> temps différentes.<br />
Un premier niveau regroupe les actions <strong>de</strong>stinées à contenir les<br />
phénomènes dont <strong>la</strong> dynamique est encore compatible avec une<br />
intervention humaine (diagnostic, prise <strong>de</strong> décision et action sur le<br />
Système). Ce sont les actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> ; elles relèvent <strong>de</strong>s<br />
domaines "surveil<strong>la</strong>nce/action" et "para<strong>de</strong>s ultimes".<br />
Elles regroupent les actions assurant l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong> comme<br />
<strong>la</strong> modification <strong>de</strong>s programmes <strong>de</strong> groupes (passage rapi<strong>de</strong> à <strong>la</strong><br />
puissance <strong>de</strong> consigne maximale, baisse rapi<strong>de</strong>), le délestage rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> clientèle, le télédélestage <strong>de</strong> secours, … et celles <strong>de</strong>stinées à<br />
maîtriser le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension comme <strong>la</strong> surcharge réactive <strong>de</strong>s groupes,<br />
le blocage <strong>de</strong>s régleurs en charge <strong>de</strong>s transformateurs, …<br />
Pour augmenter leur rapidité d’exécution, ces actions font l’objet d’ordres<br />
prédéfinis qui peuvent être envoyés par l’intermédiaire d’un système <strong>de</strong><br />
transmission spécifique : le Système d’Alerte et <strong>de</strong> Sauvegar<strong>de</strong> (SAS), à <strong>la</strong><br />
disposition <strong>de</strong>s opérateurs <strong>de</strong>s dispatchings ; ces ordres peuvent être émis<br />
globalement sur une zone ou vers un ensemble d’acteurs donnés.<br />
49<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - CNPE <strong>de</strong> F<strong>la</strong>manville - Groupe turboalternateur <strong>de</strong> 1 300 MW<br />
La réussite <strong>de</strong> l’îlotage automatique<br />
<strong>de</strong>s groupes thermiques nucléaires et à f<strong>la</strong>mme<br />
sur leurs auxiliaires conditionne <strong>la</strong> rapidité<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
et <strong>de</strong> <strong>la</strong> réalimentation <strong>de</strong> toute <strong>la</strong> clientèle.<br />
50<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
Un <strong>de</strong>uxième niveau réunit les actions curatives <strong>de</strong>stinées à contrer les<br />
phénomènes dont <strong>la</strong> rapidité d’apparition et d’évolution exclut toute<br />
possibilité d’intervention humaine. Seuls <strong>de</strong>s dispositifs automatiques<br />
peuvent alors assurer efficacement les actions curatives nécessaires.<br />
C’est le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense. Il constitue une véritable protection <strong>du</strong> Système<br />
dans son ensemble <strong>de</strong>stinée à agir avant les protections propres <strong>de</strong> ses<br />
éléments les plus sensibles. Les actions menées relèvent toutes <strong>du</strong><br />
domaine "para<strong>de</strong>s ultimes".<br />
Le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense comprend les actions suivantes :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>la</strong> séparation automatique <strong>de</strong>s régions ayant per<strong>du</strong> le synchronisme,<br />
le délestage automatique <strong>de</strong> consommation sur baisse <strong>de</strong> fréquence,<br />
le blocage automatique <strong>de</strong>s régleurs en charge <strong>de</strong>s transformateurs<br />
THT/HT (1) et HTB/HTA sur baisse <strong>de</strong> tension,<br />
l’îlotage automatique <strong>de</strong>s groupes thermiques nucléaires et à f<strong>la</strong>mme<br />
sur leurs auxiliaires.<br />
Cet ensemble d’actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> et <strong>de</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense est complété<br />
par le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau (cf. § 2.5), dont l’objectif est <strong>de</strong><br />
favoriser une reconstitution maîtrisée et rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong>s zones hors tension.<br />
(1) :<br />
Par habitu<strong>de</strong>, on utilise encore quelquefois, dans cette version <strong>du</strong> Mémento Sûreté, les<br />
sigles HT et THT auxquels se substituent désormais respectivement HTB1 d’une part,<br />
HTB2 et HTB3 d’autre part (cf. lexique page 266).<br />
51<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Contre <strong>la</strong> casca<strong>de</strong> <strong>de</strong> surcharges<br />
La Prévention/Préparation<br />
• Disposer d’un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> protection parfaitement coordonné<br />
• Disposer <strong>de</strong> schémas d’exploitation robustes<br />
• Définir <strong>de</strong>s para<strong>de</strong>s préventives ou curatives<br />
La Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
• Surveiller les transits en N sur les liaisons fortement chargées<br />
et l’absence <strong>de</strong> contraintes inadmissibles sur report <strong>de</strong> charge<br />
en N-k<br />
• Lever les surcharges d’ouvrages par manœuvre sur le réseau<br />
ou par action sur les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
Les Para<strong>de</strong>s ultimes<br />
• Délester volontairement <strong>la</strong> clientèle<br />
52<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.4 LA DÉFENSE EN PROFONDEUR<br />
APPLIQUÉE AUX PHÉNOMÈNES REDOUTÉS<br />
Pour chacun <strong>de</strong>s phénomènes susceptibles <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ire à l’écroulement <strong>du</strong><br />
Système, les lignes <strong>de</strong> défense s’articulent comme suit.<br />
2.4.4.1 Lignes <strong>de</strong> défense re<strong>la</strong>tives aux surcharges en casca<strong>de</strong><br />
a) La prévention/préparation<br />
En premier lieu, il est essentiel <strong>de</strong> disposer d’un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> protection parfaitement<br />
coordonné et suffisamment sélectif pour ne déclencher, lors d’un<br />
court-circuit, que les ouvrages nécessaires à l’élimination <strong>du</strong> défaut.<br />
Pour les lignes, le bon fonctionnement <strong>de</strong> <strong>la</strong> fonction réenclencheur est<br />
particulièrement déterminant puisqu’il permet <strong>la</strong> remise en service<br />
automatique <strong>de</strong>s ouvrages après quelques secon<strong>de</strong>s, lorsque les défauts<br />
sont fugitifs.<br />
Ensuite, il faut disposer, en temps réel, <strong>de</strong> schémas d’exploitation suffisamment<br />
"robustes" pour éviter l’émergence <strong>du</strong> phénomène. Ceci est<br />
obtenu en appliquant <strong>la</strong> règle <strong>du</strong> "N-k" aux différents sta<strong>de</strong>s <strong>de</strong> <strong>la</strong> préparation<br />
<strong>de</strong> l’exploitation et <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système, <strong>de</strong> manière à garantir que, pour<br />
un certain nombre d’inci<strong>de</strong>nts dits "inci<strong>de</strong>nts probables <strong>de</strong> référence", le<br />
niveau <strong>de</strong>s conséquences reste en <strong>de</strong>çà d’un seuil prédéfini.<br />
Les inci<strong>de</strong>nts probables <strong>de</strong> référence sont <strong>la</strong> perte d’une ligne simple, <strong>la</strong><br />
perte d’une ligne double, <strong>la</strong> perte d’un ou <strong>de</strong>ux groupes <strong>de</strong> 1 300 MW et <strong>la</strong><br />
perte d’un tronçon <strong>de</strong> barres. Les dispositions prises concernent les<br />
schémas d’exploitation et le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> démarrage <strong>de</strong>s groupes.<br />
b) La surveil<strong>la</strong>nce/action<br />
Il s’agit à ce sta<strong>de</strong> <strong>de</strong> mener les actions <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite appropriées permettant<br />
<strong>de</strong> lever les surcharges d’ouvrages apparues avant arrivée à<br />
échéance <strong>de</strong> leur temporisation <strong>de</strong> déclenchement, par manœuvre sur le<br />
réseau ou par action sur les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction (les protections <strong>de</strong><br />
surcharge génèrent une a<strong>la</strong>rme qui est rapatriée vers les dispatchings).<br />
53<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Contre l’écroulement <strong>de</strong> tension<br />
La Prévention/Préparation<br />
• Bien dimensionner les moyens <strong>de</strong> compensation<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive ;<br />
• Disposer <strong>de</strong> sources <strong>de</strong> puissance réactive<br />
répondant avec <strong>la</strong> performance atten<strong>du</strong>e<br />
et p<strong>la</strong>cées près <strong>de</strong>s lieux <strong>de</strong> consommation ;<br />
• Pouvoir mobiliser efficacement les réserves<br />
<strong>de</strong> puissance réactive grâce à <strong>de</strong>s dispositifs <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge<br />
fiables et opérationnels.<br />
La Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
• Contrôler et maîtriser, en temps réel, le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension grâce<br />
aux actions automatiques (rég<strong>la</strong>ges primaire et secondaire)<br />
et manuelles (rég<strong>la</strong>ge tertiaire).<br />
Les Para<strong>de</strong>s ultimes<br />
• Alerte à <strong>la</strong> tension<br />
• Démarrage <strong>de</strong>s TAC<br />
• Blocage <strong>de</strong>s régleurs en charge<br />
• Baisse <strong>de</strong> 5 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension HTA<br />
• Surcharges réactives <strong>de</strong>s groupes<br />
• Télédélestage <strong>de</strong> secours, voire mise hors service<br />
<strong>de</strong>s transformateurs ou autotransformateurs, …<br />
54<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
c) Les para<strong>de</strong>s ultimes<br />
Lorsque les manœuvres <strong>de</strong> report s’avèrent insuffisantes pour juguler les<br />
surcharges en cours, l’action ultime consiste à délester volontairement <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> clientèle ou <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
2.4.4.2 Lignes <strong>de</strong> défense re<strong>la</strong>tives à l’écroulement <strong>de</strong> tension<br />
a) La prévention/préparation<br />
Il s’agit <strong>de</strong> :<br />
1) bien dimensionner les moyens <strong>de</strong> compensation <strong>de</strong> l’énergie<br />
réactive et les ouvrages <strong>du</strong> réseau, afin <strong>de</strong> disposer <strong>de</strong>s réserves<br />
nécessaires et suffisantes et <strong>de</strong> pouvoir les acheminer ;<br />
2) disposer <strong>de</strong> sources <strong>de</strong> puissance réactive capables, en cas <strong>de</strong><br />
besoin, <strong>de</strong> fournir celle-ci avec le niveau <strong>de</strong> performance atten<strong>du</strong>. Les<br />
dispositions prises concernent les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> démarrage <strong>de</strong>s groupes sous<br />
l’angle <strong>de</strong> leur capacité <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction réactive, l’enclenchement <strong>de</strong>s<br />
moyens <strong>de</strong> compensation <strong>du</strong> réseau (con<strong>de</strong>nsateurs et/ou réactances),<br />
l’utilisation <strong>de</strong>s compensateurs synchrones et autres dispositifs ;<br />
3) pouvoir mobiliser <strong>de</strong> manière efficace les réserves <strong>de</strong> puissance<br />
réactive ainsi constituées ; ce qui suppose <strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> systèmes <strong>de</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension (secondaire et tertiaire) fiables et opérationnels,<br />
ainsi que <strong>de</strong> dispositifs <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> compensation<br />
performants.<br />
b) La surveil<strong>la</strong>nce/action<br />
Elle consiste essentiellement à surveiller et maîtriser le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension<br />
en régime normal.<br />
Le contrôle <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension en régime normal est obtenu par une succession<br />
<strong>de</strong> trois niveaux <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> ayant <strong>de</strong>s constantes <strong>de</strong> temps<br />
échelonnées et permettant <strong>de</strong> mobiliser les réserves réactives sur <strong>de</strong>s<br />
zones <strong>de</strong> plus en plus éten<strong>du</strong>es :<br />
55<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - Turbine à combustion <strong>de</strong> Gennevilliers<br />
Les TAC, par leur possibilité <strong>de</strong> démarrage rapi<strong>de</strong>,<br />
permettent <strong>de</strong> disposer rapi<strong>de</strong>ment<br />
d’un apport en puissance réactive.<br />
56<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
●<br />
●<br />
●<br />
le rég<strong>la</strong>ge primaire, qui mobilise <strong>la</strong> réserve réactive <strong>de</strong>s groupes les<br />
plus proches <strong>de</strong> <strong>la</strong> perturbation, sous l’action <strong>de</strong> leur régu<strong>la</strong>teur<br />
primaire <strong>de</strong> tension à partir <strong>de</strong>s variations <strong>de</strong> tension observées au<br />
stator, <strong>de</strong> façon à maintenir cette tension égale à <strong>la</strong> valeur <strong>de</strong> consigne<br />
affichée ;<br />
le rég<strong>la</strong>ge secondaire <strong>de</strong> tension (RST), qui mobilise les réserves réactives<br />
<strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s groupes et <strong>de</strong>s con<strong>de</strong>nsateurs par zones<br />
électriquement homogènes <strong>du</strong> point <strong>de</strong> vue <strong>du</strong> comportement en<br />
tension. Ces zones sont appelées "zones <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire <strong>de</strong><br />
tension". Le RST vise à maintenir constante <strong>la</strong> tension en un point central<br />
représentatif <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone dit "point pilote" ;<br />
le rég<strong>la</strong>ge tertiaire <strong>de</strong> tension, qui est manuel. Il s’agit <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s<br />
actions commandées par les opérateurs <strong>de</strong>s dispatchings pour<br />
coordonner le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension entre les différentes zones <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge<br />
secondaire.<br />
Ces comman<strong>de</strong>s concernent les modifications <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension <strong>de</strong> consigne<br />
<strong>de</strong>s points pilotes, les ordres d'enclenchement ou <strong>de</strong> déclenchement <strong>de</strong><br />
moyens <strong>de</strong> compensation. Il peut aussi s’agir <strong>de</strong> démarrages <strong>de</strong> groupes<br />
ou <strong>de</strong> modifications <strong>de</strong> <strong>la</strong> topologie <strong>du</strong> réseau.<br />
c) Les para<strong>de</strong>s ultimes<br />
Elles visent à maîtriser l’évolution <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension en régime inci<strong>de</strong>ntel<br />
lorsque le phénomène d’écroulement <strong>de</strong> tension s’amorce, en agissant sur<br />
les charges par :<br />
- le blocage <strong>de</strong>s régleurs en charge <strong>de</strong>s transformateurs THT/HT et<br />
HTB/HTA dès que <strong>la</strong> tension atteint une valeur critique en certains<br />
points <strong>du</strong> réseau (l’évolution <strong>de</strong> <strong>la</strong> chute <strong>de</strong> tension peut être rapi<strong>de</strong> :<br />
<strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 10 à 20 kV/mn) ;<br />
- <strong>la</strong> baisse <strong>de</strong> 5 % <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong> tension HTA.<br />
Ces actions sont re<strong>la</strong>yées, le cas échéant, par <strong>de</strong>s interventions "énergiques",<br />
commandées par les opérateurs <strong>de</strong>s dispatchings, sur les moyens<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ou <strong>la</strong> consommation :<br />
- utilisation <strong>de</strong>s surcharges réactives sur les groupes,<br />
- démarrage <strong>de</strong> moyens rapi<strong>de</strong>s <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, tels les TAC,<br />
- et, en <strong>de</strong>rnier recours, activation <strong>du</strong> télédélestage <strong>de</strong> secours voire<br />
mise hors service <strong>de</strong>s transformateurs THT/HT ou <strong>de</strong>s autotransformateurs<br />
400/225 kV.<br />
57<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Contre l’écroulement <strong>de</strong> fréquence<br />
La Prévention/Préparation<br />
• Disposer d’une prévision <strong>de</strong> consommation précise et fiable<br />
• Disposer d’un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction capable <strong>de</strong> couvrir <strong>la</strong> prévision<br />
<strong>de</strong> consommation et les échanges avec une marge suffisante<br />
• Disposer <strong>de</strong>s réserves <strong>de</strong> puissance nécessaires<br />
et pouvoir les mobiliser <strong>de</strong> manière efficace<br />
La Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
• S’assurer <strong>de</strong> <strong>la</strong> disponibilité effective en temps réel<br />
<strong>de</strong>s réserves <strong>de</strong> puissance constituées<br />
• Contrôler <strong>la</strong> fréquence en régime normal<br />
grâce aux actions automatiques (rég<strong>la</strong>ges primaire et secondaire<br />
fréquence/puissance) et manuelles (rég<strong>la</strong>ge tertiaire)<br />
Les Para<strong>de</strong>s ultimes<br />
• Passage à P max <strong>de</strong>s groupes en service<br />
• Délestage rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong> clientèle<br />
• Télédélestage <strong>de</strong> secours<br />
• Délestage fréquencemétrique (système automatique)<br />
58<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.4.3 Lignes <strong>de</strong> défense re<strong>la</strong>tives à l’écroulement <strong>de</strong> fréquence<br />
a) La prévention/préparation<br />
Les actions engagées à ce niveau visent à mettre à disposition <strong>de</strong>s<br />
dispatchings les moyens <strong>de</strong> maîtriser l’équilibre offre/<strong>de</strong>man<strong>de</strong> ; il s’agit :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>de</strong> disposer d’une prévision <strong>de</strong> consommation(niveau <strong>de</strong> consommation<br />
à <strong>la</strong> pointe, forme <strong>de</strong> courbe <strong>de</strong> charge, ...) et d’une prévision<br />
d’échanges transfrontaliers ;<br />
<strong>de</strong> disposer d’un p<strong>la</strong>n global <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction capable <strong>de</strong> couvrir <strong>la</strong><br />
prévision <strong>de</strong> consommation et les échanges, avec une marge<br />
suffisante pour faire face aux différents aléas qui peuvent affecter<br />
l’équilibre offre/<strong>de</strong>man<strong>de</strong> : perte <strong>de</strong> groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, écart<br />
entre prévision <strong>de</strong> consommation et réalisation, ...<br />
Ceci est obtenu en constituant <strong>de</strong>s réserves <strong>de</strong> puissance<br />
mobilisables soit par le biais d’automatismes (réserves primaire et<br />
secondaire) soit par l’action <strong>de</strong>s opérateurs (réserve tertiaire) (cf.<br />
annexe A.1.2) ;<br />
<strong>de</strong> pouvoir mobiliser dans les différents dé<strong>la</strong>is requis ces réserves <strong>de</strong><br />
puissance.<br />
b) La surveil<strong>la</strong>nce/action<br />
Il faut vérifier régulièrement en temps réel <strong>la</strong> disponibilité effective <strong>de</strong>s réserves<br />
<strong>de</strong> puissance constituées. Les actions engagées visent à maintenir <strong>la</strong><br />
fréquence en régime normal, par mobilisations successives <strong>de</strong>s différentes<br />
réserves selon <strong>de</strong>s constantes <strong>de</strong> temps échelonnées (cf. annexe A.1.2).<br />
Chaque niveau <strong>de</strong> réserve permet <strong>de</strong> reconstituer les réserves <strong>du</strong> niveau<br />
précé<strong>de</strong>nt.<br />
Ces trois niveaux <strong>de</strong> réserve sont gérés et reconstitués par les rég<strong>la</strong>ges<br />
automatiques primaire et secondaire fréquence/puissance et le rég<strong>la</strong>ge<br />
tertiaire p<strong>la</strong>cé sous le contrôle <strong>de</strong>s dispatchers.<br />
●<br />
Le rég<strong>la</strong>ge primaire a pour objectif d’assurer le rétablissement rapi<strong>de</strong><br />
(quelques secon<strong>de</strong>s) <strong>de</strong> l’équilibre offre/<strong>de</strong>man<strong>de</strong>. C'est un rég<strong>la</strong>ge<br />
local, assuré par le régu<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> vitesse <strong>de</strong> chaque groupe asservi,<br />
59<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - CNPE <strong>de</strong> Saint-Alban<br />
Vis-à-vis <strong>de</strong> l’écroulement <strong>de</strong> fréquence,<br />
<strong>la</strong> performance <strong>de</strong>s groupes est déterminante :<br />
participation au rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong> fréquence<br />
et au rég<strong>la</strong>ge secondaire fréquence/puissance,<br />
capacité <strong>de</strong> passage à P max , …<br />
60<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
●<br />
●<br />
qui agit directement sur les organes d’admission <strong>du</strong> flui<strong>de</strong> moteur à <strong>la</strong><br />
turbine. En fin d’action, <strong>la</strong> nouvelle situation d’équilibre se tra<strong>du</strong>it par<br />
un écart <strong>de</strong> fréquence et <strong>de</strong>s échanges aux frontières différents <strong>de</strong> leur<br />
valeur programmée.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge secondaire a pour but <strong>de</strong> ramener <strong>la</strong> fréquence à <strong>la</strong> fréquence<br />
<strong>de</strong> référence (50 Hz en général, 49.99 ou 50.01 Hz en cas <strong>de</strong><br />
"rattrapage horaire") et les échanges transfrontaliers à leurs valeurs<br />
programmées. Cet objectif est atteint en modifiant <strong>la</strong> puissance <strong>de</strong><br />
consigne <strong>de</strong>s groupes asservis au rég<strong>la</strong>ge secondaire fréquence/puissance<br />
à l’ai<strong>de</strong> d’un signal calculé <strong>de</strong> manière centralisée au<br />
dispatching national.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge tertiaire consiste à recaler, par activation d’offres d’ajustement<br />
(cf. annexe A.1.5.2), les programmes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction sur certains<br />
groupes afin <strong>de</strong> reconstituer <strong>la</strong> réserve secondaire, voire une partie <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
réserve primaire lorsque celle-ci est entamée, pour se prémunir d’un<br />
nouvel aléa. Les actions correspondantes sont totalement sous le contrôle<br />
<strong>de</strong>s opérateurs <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s dispatchings.<br />
c) Les para<strong>de</strong>s ultimes<br />
Dans les situations où les actions normales <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite ne permettent<br />
plus <strong>de</strong> maîtriser <strong>la</strong> fréquence, <strong>de</strong>s actions exceptionnelles <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
sont engagées :<br />
● sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction : passage à Pmax,<br />
●<br />
sur les charges : délestage rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong> clientèle, télédélestage <strong>de</strong> secours.<br />
Si les lignes <strong>de</strong> défense précé<strong>de</strong>ntes sont contournées lors d’un aléa dépassant<br />
<strong>la</strong> réserve primaire disponible sur le réseau interconnecté ou<br />
éventuellement sur les sous-réseaux qui peuvent se constituer en cas d’un<br />
inci<strong>de</strong>nt important, <strong>la</strong> <strong>de</strong>rnière ligne <strong>de</strong> défense est constituée par le<br />
délestage fréquencemétrique. Il s’agit d’un délestage opéré automatiquement<br />
, sur un critère <strong>de</strong> seuil <strong>de</strong> fréquence, et sélectivement sur les départs<br />
distribution HTA <strong>de</strong>s postes sources et sur les instal<strong>la</strong>tions non<br />
prioritaires <strong>de</strong>s clients raccordés au RPT.<br />
Les seuils <strong>de</strong> délestage sont fixés comme suit : 49 Hz, 48.5 Hz, 48 Hz et<br />
47.5 Hz. À chaque seuil est associé un échelon <strong>de</strong> délestage. Pour<br />
<strong>la</strong> distribution, le volume <strong>de</strong> chaque échelon doit correspondre à 20 %<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation totale.<br />
61<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Contre <strong>la</strong> rupture <strong>de</strong> synchronisme<br />
La Prévention/Préparation<br />
• Disposer, sur les groupes, <strong>de</strong> systèmes <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong> tension<br />
et <strong>de</strong> vitesse opérationnels et correctement réglés<br />
• Disposer d’un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> protection suffisamment performant<br />
• Éviter les topologies <strong>de</strong> réseau propices au développement<br />
<strong>du</strong> phénomène<br />
La Surveil<strong>la</strong>nce/Action<br />
• Contrôler l’accélération <strong>de</strong>s groupes par l’action automatique<br />
<strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong> vitesse et <strong>de</strong>s accéléromètres à seuil<br />
Les Para<strong>de</strong>s ultimes<br />
• Décomposer tout ou partie <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> manière automatique<br />
62<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
2.4.4.4 Lignes <strong>de</strong> défense re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> rupture <strong>de</strong> synchronisme<br />
a) La prévention/préparation<br />
Il s’agit <strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> marges <strong>de</strong> stabilité suffisantes, ce qui implique :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> systèmes <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong> vitesse<br />
opérationnels et correctement réglés, capables <strong>de</strong> maintenir <strong>la</strong> stabilité<br />
<strong>de</strong>s groupes lors <strong>de</strong>s sollicitations ;<br />
<strong>de</strong> disposer d'un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> protection <strong>du</strong> réseau suffisamment performant<br />
pour ne pas solliciter, par <strong>de</strong>s éliminations trop tardives <strong>de</strong><br />
courts-circuits, les dispositifs <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong> vitesse<br />
<strong>de</strong>s groupes au <strong>de</strong>là <strong>de</strong> leurs possibilités. Vis-à-vis <strong>de</strong>s groupes<br />
thermiques c<strong>la</strong>ssiques et nucléaires, le niveau <strong>de</strong> performance<br />
atten<strong>du</strong> <strong>de</strong> ce p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> protection doit garantir le maintien <strong>de</strong> <strong>la</strong> stabilité<br />
quel que soit le type <strong>de</strong> défaut : défaut monophasé ou triphasé, avec ou<br />
sans réenclenchement, sur une ligne ou un jeu <strong>de</strong> barres ;<br />
d’exploiter le système électrique <strong>de</strong> manière à ne jamais se trouver,<br />
naturellement ou suite à <strong>de</strong>s manœuvres ou déclenchements, dans une<br />
topologie propice au développement <strong>du</strong> phénomène : cas <strong>de</strong>s antennes<br />
longues, par exemple. Ceci est assuré par l’application <strong>de</strong> <strong>la</strong> règle <strong>du</strong> "N-k"<br />
au niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> préparation <strong>de</strong> l'exploitation et <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système.<br />
Dans le domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> stabilité, cette règle consiste à s’assurer que le<br />
Système reste stable sur perte d’ouvrage liée à un défaut correctement<br />
éliminé par le système <strong>de</strong> protection. Les dispositions prises concernent<br />
<strong>la</strong> robustesse <strong>de</strong>s schémas d'exploitation, <strong>de</strong>s limitations sur <strong>la</strong> puissance<br />
active fournie par les groupes, ou un niveau minimal <strong>de</strong> fourniture <strong>de</strong><br />
puissance réactive et <strong>de</strong> tension à respecter.<br />
b) La surveil<strong>la</strong>nce/action<br />
Les actions correctives engagées visent essentiellement à contrer<br />
l’accélération <strong>de</strong>s groupes lors <strong>de</strong> l’apparition d’un court-circuit, en<br />
annu<strong>la</strong>nt le couple moteur appliqué au rotor ; ce qui est assuré par le<br />
régu<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> vitesse qui comman<strong>de</strong>, lors <strong>de</strong> perturbations importantes, <strong>la</strong><br />
fermeture rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong>s organes d’admission <strong>de</strong> <strong>la</strong> turbine, ainsi que par le<br />
fonctionnement <strong>de</strong> l’accéléromètre à seuil (groupes thermiques).<br />
63<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
DÉCOUPAGE DECOUPAGE 2ème 2e BATTEMENT<br />
DÉCOUPAGE DECOUPAGE 3ème 3e BATTEMENT<br />
DÉCOUPAGE DECOUPAGE 4ème 4e BATTEMENT<br />
Carte <strong>de</strong>s zones DRS en <strong>2004</strong><br />
Débouc<strong>la</strong>ge sur Rupture <strong>de</strong> Synchronisme (DRS)<br />
64<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.4<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
c) Les para<strong>de</strong>s ultimes<br />
Lorsque le synchronisme entre les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction est per<strong>du</strong>, le<br />
principe <strong>de</strong> défense consiste à découper tout ou partie <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong><br />
manière automatique, <strong>de</strong> façon à séparer rapi<strong>de</strong>ment <strong>du</strong> réseau général<br />
restant sain, <strong>la</strong> région ou le groupe <strong>de</strong> régions électriques siège d’une<br />
rupture <strong>de</strong> synchronisme.<br />
Ceci est réalisé sur <strong>la</strong> base d'équipements locaux dénommés protections <strong>de</strong><br />
Débouc<strong>la</strong>ge en cas <strong>de</strong> Rupture <strong>de</strong> Synchronisme (DRS), qui détectent les<br />
battements et les creux <strong>de</strong> tension caractéristiques <strong>du</strong> phénomène.<br />
Ces dispositifs sont installés selon le p<strong>la</strong>n DRS, qui est régulièrement mis à<br />
jour, sur un certain nombre <strong>de</strong> lignes 400 et 225 kV assurant un lien<br />
électrique entre les différentes zones dont les groupes ont <strong>de</strong> fortes<br />
chances d’avoir un comportement dynamique homogène en cas <strong>de</strong> perte<br />
<strong>de</strong> synchronisme.<br />
Comme l’action <strong>de</strong> découpage automatique con<strong>du</strong>it en général à rompre<br />
localement l’équilibre entre pro<strong>du</strong>ction et consommation, <strong>de</strong>s actions<br />
automatiques par les re<strong>la</strong>is <strong>de</strong> délestage fréquencemétrique <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge<br />
peuvent être nécessaires pour rétablir l’équilibre dans les zones déficitaires.<br />
Après découpage, si sur une zone donnée le retour à un régime stable ne<br />
peut être obtenu, les groupes thermiques s’îlotent automatiquement<br />
sur leurs auxiliaires <strong>de</strong> façon à être en mesure <strong>de</strong> procé<strong>de</strong>r à <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong><br />
service plus rapi<strong>de</strong>ment.<br />
Le principe <strong>de</strong> base est, d'une part, <strong>de</strong> ne pas les découpler trop tôt pour<br />
<strong>la</strong>isser le temps au Système <strong>de</strong> se stabiliser par l’action <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>tions,<br />
d'autre part, <strong>de</strong> ne pas les découpler trop tard afin <strong>de</strong> ne pas solliciter les<br />
ouvrages au-<strong>de</strong>là <strong>de</strong> leurs limites <strong>de</strong> dimensionnement ; ceci suppose<br />
une parfaite coordination <strong>de</strong>s dispositifs <strong>de</strong> protection côté groupes et<br />
côté réseau.<br />
65<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
66<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Lors <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur,<br />
<strong>de</strong>s <strong>du</strong>rées <strong>de</strong> coupure importantes<br />
peuvent être observées.
2<br />
2.5<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
2.5.1 ENJEUX POUR LE SYSTÈME ET LES UTILISATEURS DU RÉSEAU<br />
Une conjonction exceptionnelle d’événements défavorables peut con<strong>du</strong>ire,<br />
malgré <strong>la</strong> mise en œuvre par <strong>RTE</strong> <strong>de</strong> tous les moyens d’actions à sa disposition,<br />
y compris les actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> et <strong>de</strong> défense, à un effondrement<br />
total <strong>du</strong> réseau d’une région, <strong>de</strong> l’ensemble <strong>du</strong> pays voire au-<strong>de</strong>là.<br />
<strong>RTE</strong> doit alors rétablir un fonctionnement normal <strong>du</strong> Système (action <strong>de</strong><br />
"reconstitution <strong>du</strong> réseau") avec les objectifs d’agir :<br />
●<br />
●<br />
au plus vite, <strong>de</strong> façon à limiter le plus possible dans le temps l’impact <strong>du</strong><br />
b<strong>la</strong>ck out sur <strong>la</strong> vie sociale et économique <strong>du</strong> pays,<br />
mais aussi <strong>de</strong> façon maîtrisée, dans le respect <strong>de</strong> <strong>la</strong> sécurité <strong>de</strong>s<br />
personnes et <strong>de</strong>s biens et en évitant en particulier tout nouvel<br />
écroulement <strong>du</strong> réseau, particulièrement fragile <strong>du</strong>rant <strong>la</strong> phase <strong>de</strong><br />
reconstitution. Un second effondrement, comme l’a connu <strong>la</strong> France<br />
le 19 décembre 1978, peut con<strong>du</strong>ire en effet à <strong>la</strong> mise hors tension <strong>de</strong><br />
zones non atteintes par le premier inci<strong>de</strong>nt et allonger sensiblement<br />
le dé<strong>la</strong>i <strong>de</strong> réalimentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation coupée.<br />
Le parc <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction français est caractérisé par le poids prépondérant <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction nucléaire, avec ses contraintes et performances propres ;<br />
cette caractéristique a les conséquences suivantes :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>la</strong> stratégie <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> pour reconstituer tout ou partie <strong>du</strong> réseau après un<br />
inci<strong>de</strong>nt généralisé, en l’absence <strong>de</strong> tout secours possible à partir<br />
d’un réseau puissant (France ou étranger) resté sous tension, repose<br />
essentiellement sur les groupes nucléaires îlotés ;<br />
<strong>la</strong> disponibilité à terme <strong>de</strong>s groupes thermiques déclenchés (en particulier<br />
nucléaires), indispensable à <strong>la</strong> réalimentation totale <strong>de</strong>s consommateurs,<br />
dépend <strong>de</strong> <strong>la</strong> rapidité <strong>de</strong> réalimentation <strong>de</strong> leurs auxiliaires <strong>de</strong><br />
marche ;<br />
<strong>de</strong>s contraintes éventuelles peuvent nécessiter un renvoi <strong>de</strong> tension<br />
rapi<strong>de</strong> vers les auxiliaires <strong>de</strong>s tranches nucléaires qui en feraient <strong>la</strong><br />
<strong>de</strong>man<strong>de</strong>.<br />
Les actions à mener lors d’un inci<strong>de</strong>nt généralisé sont :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
<strong>la</strong> préparation <strong>du</strong> réseau et le diagnostic <strong>de</strong> <strong>la</strong> situation,<br />
<strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau à partir d’ossatures régionales,<br />
si nécessaire, le renvoi <strong>de</strong> tension vers les tranches nucléaires.<br />
67<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Lors d’un manque <strong>de</strong> tension généralisé,<br />
un diagnostic précis <strong>de</strong> <strong>la</strong> situation<br />
est indispensable avant d’engager<br />
<strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau.<br />
<strong>RTE</strong> - Dispatching régional <strong>de</strong> Système Élecrique Nord-Est (SENE)<br />
68<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.5<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
2.5.2 PRÉPARATION DU RÉSEAU ET DIAGNOSTIC<br />
Dès l’apparition <strong>du</strong> manque <strong>de</strong> tension, le réseau doit être préparé pour<br />
que les actions nécessaires puissent être effectuées dans <strong>de</strong> bonnes conditions.<br />
Il s’agit en particulier :<br />
● d’éviter les problèmes <strong>de</strong> surtension lors <strong>de</strong> <strong>la</strong> remise sous tension<br />
ultérieure <strong>de</strong> portions <strong>de</strong> réseaux, en veil<strong>la</strong>nt à ne pas <strong>la</strong>isser d’un seul<br />
tenant <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s files <strong>de</strong> lignes ou <strong>de</strong> câbles ;<br />
●<br />
<strong>de</strong> préparer une reprise maîtrisée <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge par <strong>la</strong> création <strong>de</strong><br />
poches <strong>de</strong> consommation calculées <strong>de</strong> façon à être compatibles avec<br />
les possibilités <strong>de</strong> reprise <strong>de</strong> charge sur un seul groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
(environ 50 MW pour un groupe <strong>de</strong> 900 MW).<br />
À cette fin, lors <strong>de</strong> <strong>la</strong> disparition <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension un découpage automatique<br />
<strong>du</strong> réseau est assuré par <strong>de</strong>s automates spécifiques, dits "automates à<br />
manque <strong>de</strong> tension" (AMU) ; il est complété si nécessaire par <strong>de</strong>s actions<br />
<strong>de</strong>s opérateurs. L’ensemble <strong>de</strong>s dispositions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> localisation<br />
<strong>de</strong>s automates et au découpage en poches <strong>de</strong> consommation <strong>de</strong> l’ordre<br />
<strong>de</strong> 50 MW est appelé "p<strong>la</strong>n AMU".<br />
Lors d’un manque <strong>de</strong> tension généralisé, le dispatching national réalise,<br />
en liaison étroite avec les dispatchings régionaux, un diagnostic aussi<br />
précis que possible <strong>de</strong> <strong>la</strong> situation (zones hors tension, zones encore<br />
"saines" sur les p<strong>la</strong>ns fréquence et tension, groupes îlotés, besoin<br />
éventuel <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension vers <strong>de</strong>s tranches nucléaires). Sur cette<br />
base, il définit <strong>la</strong> stratégie générale <strong>de</strong> <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong> service : reprise à<br />
partir <strong>du</strong> réseau français resté sain ou/et reprise à partir <strong>de</strong>s réseaux<br />
étrangers, ou mise en œuvre <strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstitution par ossatures<br />
régionales.<br />
La pertinence et <strong>la</strong> rapidité <strong>du</strong> diagnostic (et, par inci<strong>de</strong>nce, <strong>de</strong> <strong>la</strong> reprise<br />
<strong>de</strong> service) reposent fortement sur les téléinformations remontées <strong>du</strong><br />
terrain (postes transport et instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong>s utilisateurs <strong>du</strong> réseau) par le<br />
système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite, dont <strong>la</strong> fiabilité est alors essentielle.<br />
69<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
70<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Carte <strong>de</strong>s ossatures régionales
2<br />
2.5<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
Les unités régionales <strong>de</strong> l’exploitation <strong>du</strong> Système ont <strong>la</strong> responsabilité<br />
<strong>du</strong> maintien opérationnel <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n AMU (adaptation <strong>du</strong> découpage aux<br />
évolutions structurelles <strong>du</strong> réseau, compatibilité avec les scénarios <strong>de</strong><br />
renvoi <strong>de</strong> tension, vérification <strong>du</strong> bon positionnement <strong>de</strong>s automates).<br />
2.5.3 RECONSTITUTION DU RÉSEAU PAR OSSATURES RÉGIONALES<br />
L’objectif <strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau est <strong>de</strong> réalimenter dans les<br />
meilleurs dé<strong>la</strong>is possibles les clients prioritaires, puis progressivement<br />
<strong>la</strong> totalité <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle, en assurant l’alimentation <strong>de</strong>s sources<br />
électriques <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction qui ont déclenché en vue <strong>de</strong> leur<br />
participation au plus tôt à <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau.<br />
Si un réseau suffisamment puissant est disponible, <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong> service<br />
est engagée à partir <strong>de</strong> celui-ci. Sinon, ou en complément (si ce<strong>la</strong> permet<br />
d’accélérer le reprise <strong>de</strong> service dans les zones éloignées <strong>du</strong>dit réseau<br />
puissant), <strong>RTE</strong> entreprend <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau par ossatures<br />
régionales.<br />
Le principe repose sur <strong>la</strong> constitution, effectuée <strong>de</strong> manière indépendante<br />
et simultanée dans chacune <strong>de</strong>s sept régions, <strong>de</strong> structures 400 kV<br />
prédéterminées appelées ossatures régionales. Ces structures sont<br />
conçues <strong>de</strong> façon à relier, à l'échelle <strong>de</strong> chaque p<strong>la</strong>que régionale, les<br />
unités nucléaires et quelques grands sites <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction hydrauliques<br />
aux postes d’alimentation <strong>de</strong>s zones <strong>de</strong> consommation importantes.<br />
Sous le pilotage <strong>du</strong> dispatching régional, chaque structure régionale est<br />
remise sous tension pas à pas au moyen <strong>de</strong>s groupes nucléaires qui se<br />
sont îlotés et en reprenant, si nécessaire, <strong>de</strong>s "poches <strong>de</strong> consommation"<br />
préétablies. La taille <strong>de</strong> ces poches doit être suffisante pour assurer <strong>la</strong><br />
maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension tant en régime permanent qu’en régime<br />
transitoire, tout en restant compatible avec <strong>la</strong> capacité <strong>de</strong> reprise <strong>de</strong><br />
charge <strong>de</strong>s groupes connectés à l’ossature.<br />
71<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - Centrale hydroélectrique <strong>de</strong> Montézic<br />
Grâce à leur aptitu<strong>de</strong> au renvoi à tension progressive,<br />
les groupes hydrauliques peuvent être utilisés<br />
comme groupes sources<br />
pour <strong>la</strong> remise sous tension <strong>de</strong>s ossatures<br />
ou les scénarios <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension.<br />
72<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.5<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
Ces structures régionales ainsi constituées, après reprise partielle éventuelle<br />
<strong>de</strong> charge (réalimentation rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong>s clients prioritaires notamment),<br />
sont alors couplées entre elles ou/et avec les réseaux étrangers à l’initiative<br />
<strong>du</strong> dispatching national. Ensuite, <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation est<br />
poursuivie en fonction <strong>de</strong> <strong>la</strong> disponibilité offerte par les groupes recouplés<br />
et, le cas échéant, d’importations mises en p<strong>la</strong>ce avec les GRT étrangers.<br />
La faisabilité <strong>de</strong>s ossatures est étroitement liée au taux <strong>de</strong> réussite<br />
<strong>de</strong>s îlotages <strong>de</strong>s groupes thermiques.<br />
2.5.4 SCÉNARIOS DE RENVOI DE TENSION<br />
Les groupes nucléaires sont soumis à <strong>de</strong>s règles précises re<strong>la</strong>tives à<br />
l’alimentation électrique <strong>de</strong> leurs auxiliaires. Ces règles exigent une réalimentation<br />
rapi<strong>de</strong> d’a minima une <strong>de</strong>s <strong>de</strong>ux sources externes d’alimentation<br />
<strong>de</strong>s auxiliaires d’une tranche déclenchée en cas d’indisponibilité d’au moins<br />
une <strong>de</strong> ses sources internes.<br />
En situation d’inci<strong>de</strong>nt généralisé, <strong>RTE</strong> est donc susceptible <strong>de</strong> mettre <strong>de</strong>s<br />
éléments <strong>du</strong> RPT à disposition pour permettre à <strong>de</strong>s tranches nucléaires qui<br />
le solliciteraient, <strong>de</strong> recevoir <strong>la</strong> tension soit à partir d’un réseau "fort" en<br />
France ou <strong>de</strong>puis l’étranger soit, si ce n’est pas possible, <strong>de</strong> <strong>la</strong> part d’un autre<br />
groupe.<br />
L’ensemble "groupe source - éléments <strong>du</strong> RPT - groupe cible" constitue<br />
une file <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension ; l’ensemble <strong>de</strong>s opérations <strong>de</strong> mise en<br />
œuvre d’une file est appelé "scénario <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension". Pour chaque<br />
site, il existe plusieurs scénarios.<br />
Un groupe nucléaire <strong>de</strong>mandant <strong>la</strong> mise en œuvre d’un renvoi <strong>de</strong> tension<br />
transmet une téléinformation spécifique au dispatching régional. <strong>RTE</strong><br />
choisit le scénario le mieux adapté et le plus rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong> mise en œuvre. Le<br />
groupe source <strong>de</strong> <strong>la</strong> file est alors sollicité selon les instructions <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
pour <strong>la</strong> remise sous tension <strong>de</strong> <strong>la</strong> file <strong>de</strong> renvoi puis <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong>s<br />
auxiliaires <strong>du</strong> groupe <strong>de</strong>man<strong>de</strong>ur.<br />
73<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - CNPE <strong>de</strong> Civaux<br />
L’aptitu<strong>de</strong> à <strong>la</strong> réussite et à <strong>la</strong> tenue<br />
<strong>de</strong> l’îlotage <strong>de</strong>s tranches thermiques<br />
est vérifiée régulièrement par leurs exploitants.<br />
74<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
2.5<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système : les bases<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau<br />
2.5.5 MISE EN PLACE ET MAINTIEN EN CONDITIONS OPÉRATIONNELLES<br />
DU PLAN DE RECONSTITUTION DU RÉSEAU<br />
La reconstitution <strong>du</strong> réseau repose sur une succession d’opérations complexes<br />
et délicates qu'il convient d’avoir étudiées et préparées.<br />
●<br />
Les différentes actions à mener en pareille circonstance, avec leur enchaînement,<br />
sont décrites dans un "p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau" qui<br />
fixe <strong>la</strong> stratégie à suivre, les dispositions à mettre en œuvre, les matériels à<br />
installer ou configurer, les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong> ceux-ci et les<br />
responsabilités respectives <strong>de</strong>s différents intervenants.<br />
Ce p<strong>la</strong>n est complété par tous les acteurs concernés (<strong>RTE</strong> et utilisateurs<br />
raccordés au RPT) par <strong>la</strong> rédaction <strong>de</strong> consignes opératoires et <strong>la</strong> mise en<br />
p<strong>la</strong>ce <strong>de</strong>s actions <strong>de</strong> formation correspondantes.<br />
Le P<strong>la</strong>n <strong>de</strong> Reconstitution <strong>du</strong> Réseau précise les principales étapes à<br />
mettre en œuvre pour <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau.<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
Les exploitants <strong>du</strong> Système s’assurent en permanence, en re<strong>la</strong>tion avec<br />
les autres acteurs, <strong>du</strong> caractère opérationnel <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> reconstitution<br />
<strong>du</strong> réseau : suivi <strong>de</strong>s performances <strong>de</strong>s équipements qui y<br />
participent, mise à jour régulière <strong>de</strong>s consignes, …<br />
Les scénarios <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension sont étudiés, simulés et validés<br />
par <strong>de</strong>s essais avant d’être déc<strong>la</strong>rés opérationnels. Leur disponibilité<br />
est vérifiée régulièrement en exploitation.<br />
L’aptitu<strong>de</strong> à <strong>la</strong> réussite et à <strong>la</strong> tenue <strong>de</strong> l’îlotage <strong>de</strong>s groupes thermiques<br />
est vérifiée régulièrement par les pro<strong>du</strong>cteurs.<br />
<strong>RTE</strong> organise périodiquement <strong>de</strong>s enquêtes auprès <strong>de</strong>s distributeurs et<br />
<strong>de</strong>s consommateurs pour s’assurer <strong>du</strong> caractère opérationnel <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong><br />
délestage.<br />
75<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’enjeu <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système :<br />
éviter l’inci<strong>de</strong>nt généralisé<br />
PSA - Usine <strong>de</strong> Poissy<br />
Un inci<strong>de</strong>nt généralisé con<strong>du</strong>irait à <strong>de</strong>s répercussions<br />
importantes sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction in<strong>du</strong>strielle fortement<br />
dépendante <strong>du</strong> maintien <strong>de</strong> l’alimentation électrique.<br />
76<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
2<br />
Résumé<br />
La sûreté <strong>du</strong> système : les bases<br />
RÉSUMÉ SUR LA SÛRETÉ DU SYSTÈME<br />
Garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système électrique, c'est :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
assurer le fonctionnement normal <strong>du</strong> Système,<br />
limiter le nombre <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts et éviter les grands inci<strong>de</strong>nts,<br />
limiter les conséquences <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts lorsqu'ils se pro<strong>du</strong>isent.<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système repose sur <strong>la</strong> notion <strong>de</strong> défense en profon<strong>de</strong>ur<br />
assurée par <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> dispositions <strong>de</strong> natures diverses : les<br />
lignes <strong>de</strong> défense qui relèvent <strong>de</strong>s domaines technique, humain ou <strong>de</strong><br />
l'organisation.<br />
Ces mesures prises en termes <strong>de</strong> Prévention/Préparation, Surveil<strong>la</strong>nce/Action,<br />
Para<strong>de</strong>s ultimes visent à éviter ou à maîtriser les quatre<br />
grands phénomènes <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté que sont :<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
les surcharges en casca<strong>de</strong>,<br />
l'écroulement <strong>de</strong> tension,<br />
l'écroulement <strong>de</strong> fréquence,<br />
<strong>la</strong> rupture <strong>de</strong> synchronisme.<br />
Tout affaiblissement d'une ligne <strong>de</strong> défense ré<strong>du</strong>it <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong><br />
Système.<br />
77<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Poste 225 kV<br />
Comme dans tout système,<br />
les performances unitaires <strong>de</strong>s composants<br />
influent sur celles <strong>de</strong> l’ensemble.<br />
78<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises<br />
dans le le domaine matériel<br />
pour garantir <strong>la</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système<br />
3.1 Les critères <strong>de</strong> structuration <strong>du</strong> système électrique<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
3.2.1 Les ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
3.2.2 Les ouvrages <strong>de</strong> transport : les postes<br />
3.3 Les protections et les automates d’exploitation<br />
3.4 Les rég<strong>la</strong>ges automatiques <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
et <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
3.5 Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
79<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La complexité <strong>du</strong> Système, très maillé,<br />
impose une priorité :<br />
<strong>la</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>de</strong>s mo<strong>de</strong>s communs.<br />
<strong>RTE</strong> - Poste 225 kV sous enveloppe métallique (PSEM)<br />
Les postes constituent un risque<br />
<strong>de</strong> mo<strong>de</strong> commun fort pour <strong>la</strong> sûreté.<br />
Des dispositions constructives et d’exploitation<br />
sont prises pour limiter ce risque.<br />
80<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.1 Les critères <strong>de</strong> structuration<br />
<strong>du</strong> système électrique<br />
Très en amont, <strong>la</strong> recherche d'équilibres pro<strong>du</strong>ction-consommation dans<br />
<strong>de</strong>s zones électriquement homogènes est un élément fondamental pour<br />
préserver l'intégrité <strong>du</strong> réseau en cas <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s perturbations.<br />
La séparation <strong>de</strong>s fonctions d'interconnexion et <strong>de</strong> répartition simplifie<br />
l’observabilité et le contrôle <strong>de</strong>s interactions entre niveaux <strong>de</strong> tension<br />
pour les opérateurs <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite et facilite les stratégies <strong>de</strong> résolution <strong>de</strong>s<br />
inci<strong>de</strong>nts.<br />
Le mail<strong>la</strong>ge <strong>du</strong> réseau d'interconnexion (français et européen) est un<br />
élément favorable pour améliorer <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement vis-à-vis<br />
<strong>de</strong>s aléas courants sur les ouvrages <strong>de</strong> transport ou sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction. Le<br />
contrôle <strong>de</strong> ce système et en particulier <strong>la</strong> prévention <strong>de</strong>s grands<br />
inci<strong>de</strong>nts suppose <strong>de</strong>s échanges <strong>de</strong> données et une concertation<br />
approfondie entre dispatchings <strong>de</strong>s réseaux interconnectés.<br />
Au niveau <strong>de</strong>s composants, outre <strong>la</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>du</strong> taux <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nce<br />
unitaire, <strong>la</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>de</strong>s mo<strong>de</strong>s communs doit constituer une priorité.<br />
Les postes <strong>de</strong>man<strong>de</strong>nt, <strong>de</strong> ce point <strong>de</strong> vue, une attention particulière<br />
puisqu'ils constituent un point <strong>de</strong> convergence pour les lignes dont il faut<br />
éviter <strong>la</strong> mise hors tension simultanée. Des dispositions constructives sont<br />
prises -comme, par exemple, l'augmentation <strong>du</strong> nombre <strong>de</strong> jeux <strong>de</strong> barres<br />
et <strong>de</strong> sommets- pour ré<strong>du</strong>ire l'impact <strong>de</strong>s défauts en exploitation.<br />
Par ailleurs, <strong>de</strong>s règles simples en matière d’exploitation -comme le<br />
quinconçage <strong>de</strong>s arrivées <strong>de</strong> lignes- permettent d’éviter que <strong>de</strong>s<br />
ouvrages al<strong>la</strong>nt dans <strong>la</strong> même direction soient raccordés sur un même<br />
sommet électrique et risquent d’être mis hors tension simultanément.<br />
L'action sur les lignes <strong>de</strong> transport elles-mêmes est plus délicate ; <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>de</strong>man<strong>de</strong> d'éviter les structures trop complexes ("piquages" en ligne,<br />
par exemple), mais les contraintes d'encombrement et d'environnement<br />
peuvent jouer en sens inverse et con<strong>du</strong>ire, par exemple, à<br />
construire <strong>de</strong>s lignes multiples sur supports communs.<br />
81<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’obstruction <strong>de</strong>s prises d’eau<br />
<strong>de</strong>s centrales nucléaires et thermiques c<strong>la</strong>ssiques<br />
constitue un mo<strong>de</strong> commun<br />
vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> plusieurs groupes.<br />
EDF - CNPE <strong>de</strong> Gravelines<br />
Des dispositions spécifiques ont été prises<br />
à Gravelines pour éviter que le bouchage<br />
<strong>de</strong>s prises d’eau par les groseilles <strong>de</strong> mer<br />
n’entraîne <strong>la</strong> perte <strong>du</strong> site.<br />
82<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.1 Les critères <strong>de</strong> structuration<br />
<strong>du</strong> système électrique<br />
Les sites <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction représentent aussi un enjeu important.<br />
L'augmentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> taille <strong>de</strong>s groupes et <strong>de</strong>s sites, résultat d’une<br />
recherche d’optimum technico-économique, nécessite <strong>de</strong> prendre en<br />
compte un impact plus grand en cas d’aléa. L'adoption <strong>de</strong> bons schémas<br />
électriques pour le raccor<strong>de</strong>ment <strong>de</strong>s centrales au réseau et<br />
l'alimentation <strong>de</strong> leurs auxiliaires est un élément important pour <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>du</strong> Système. Cependant, les mo<strong>de</strong>s communs ne sont pas tous<br />
contrô<strong>la</strong>bles par <strong>la</strong> seule action sur les structures électriques<br />
(température <strong>de</strong>s sources froi<strong>de</strong>s, groseilles <strong>de</strong> mer, algues, contraintes<br />
d'environnement).<br />
Enfin, les métho<strong>de</strong>s <strong>de</strong> développement <strong>du</strong> réseau sont déterminantes en<br />
matière <strong>de</strong> sûreté puisqu'elles orientent les décisions d'investissement.<br />
83<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - Intervention au CPT <strong>du</strong> Havre<br />
Connaître et garantir les performances<br />
<strong>de</strong>s composants dont ils ont <strong>la</strong> charge :<br />
un enjeu pour chacun <strong>de</strong>s métiers concourant<br />
à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique.<br />
84<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
Comme dans tout système, les performances unitaires <strong>de</strong>s composants<br />
influent sur celles <strong>de</strong> l'ensemble.<br />
Cependant, <strong>la</strong> notion <strong>de</strong> performance propre à chaque composant doit<br />
être maniée avec pru<strong>de</strong>nce, car l'accroissement <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> chacun<br />
<strong>de</strong>s composants (centrales, lignes, postes) n'entraîne pas forcément un<br />
accroissement <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> l'ensemble. Tout<br />
dépend <strong>de</strong> l'usage que l'on fait <strong>du</strong> progrès (une voiture qui a <strong>de</strong> meilleurs<br />
freins n'accroît pas <strong>la</strong> sécurité <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite si l'on s'en sert pour rouler<br />
plus vite). C'est le problème <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite aux limites.<br />
La définition <strong>de</strong>s performances d'un composant doit se faire en tenant<br />
compte <strong>de</strong> ses interactions avec le reste <strong>du</strong> Système et <strong>de</strong>s conditions<br />
d'exploitation actuelles, mais aussi <strong>de</strong>s conditions d'exploitation à long<br />
terme pour que le composant répon<strong>de</strong> aux besoins tout au long <strong>de</strong> sa<br />
<strong>du</strong>rée <strong>de</strong> vie.<br />
3.2.1 LES OUVRAGES DE PRODUCTION<br />
Une bonne insertion <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction dans le système électrique<br />
est essentielle. Elle doit permettre <strong>de</strong> tirer <strong>du</strong> moyen <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction les<br />
meilleures performances et assurer <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
Les principales performances ont été déterminées à partir d'un catalogue<br />
<strong>de</strong> situations dites "<strong>de</strong> référence" qui permettent <strong>de</strong> décrire les différents<br />
mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> fonctionnement atten<strong>du</strong>s <strong>du</strong> groupe raccordé au Système. Ces<br />
situations sont au nombre d’une centaine.<br />
85<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
EDF - Station <strong>de</strong> transfert d’énergie par pompage (STEP)<br />
<strong>de</strong> Grand-Maison<br />
Les centrales hydrauliques sont essentielles<br />
à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique<br />
<strong>de</strong> par leurs performances spécifiques :<br />
• rapidité <strong>de</strong> coup<strong>la</strong>ge,<br />
• capacité à monter rapi<strong>de</strong>ment en charge<br />
et à s’arrêter.<br />
86<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
Les principales performances spécifiées vis-à-vis <strong>du</strong> système électrique<br />
peuvent être analysées suivant <strong>de</strong>ux axes :<br />
3.2.1.1 Le comportement <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
en régime normal<br />
Il est caractérisé par trois domaines :<br />
● le dimensionnement général <strong>de</strong> l’instal<strong>la</strong>tion<br />
Les caractéristiques concernées sont :<br />
- sa puissance unitaire,<br />
- ses domaines <strong>de</strong> fonctionnement en fréquence et en tension,<br />
- son apport maximal <strong>de</strong> puissance <strong>de</strong> court-circuit,<br />
- ses capacités <strong>de</strong> surcharge temporaire en actif et en réactif,<br />
- ses possibilités au minimum technique.<br />
● l'adaptation <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction à <strong>la</strong> consommation en actif<br />
Les caractéristiques visées sont celles qui ont une inci<strong>de</strong>nce sur <strong>la</strong> capacité<br />
<strong>du</strong> Système à faire face à un déséquilibre transitoire ou prolongé<br />
entre <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction programmée et <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong>.<br />
Les performances que l'on cherche à déterminer sont celles re<strong>la</strong>tives :<br />
- aux rég<strong>la</strong>ges primaire et secondaire fréquence-puissance (volume <strong>de</strong><br />
réserve, gradient, disponibilité) ;<br />
- à <strong>la</strong> capacité <strong>de</strong> mo<strong>du</strong><strong>la</strong>tion <strong>de</strong>s groupes, c'est-à-dire leur aptitu<strong>de</strong> à<br />
effectuer <strong>de</strong>s variations <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance active programmées qui sont<br />
nécessaires pour suivre les variations journalières <strong>de</strong> <strong>la</strong> courbe <strong>de</strong><br />
charge nationale ou <strong>de</strong>s échanges avec l’étranger. Les principales<br />
performances concernées par ce <strong>de</strong>rnier point sont : le minimum<br />
technique auquel <strong>la</strong> tranche peut fonctionner, <strong>la</strong> vitesse <strong>de</strong> variation <strong>de</strong><br />
puissance possible, l'amplitu<strong>de</strong> <strong>de</strong> <strong>la</strong> variation, le nombre <strong>de</strong> variations<br />
et <strong>la</strong> <strong>du</strong>rée <strong>de</strong>s paliers <strong>de</strong> puissance entre <strong>de</strong>ux variations ;<br />
- au comportement <strong>de</strong>s tranches vis-à-vis <strong>de</strong>s gradients <strong>de</strong> variation <strong>de</strong><br />
charge (aptitu<strong>de</strong> à <strong>la</strong> baisse d’urgence, au passage à Pmax, ...).<br />
87<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La performance <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
est définie suivant <strong>de</strong>ux axes :<br />
En régime<br />
normal<br />
En régime<br />
exceptionnel<br />
• Dimensionnement<br />
général <strong>de</strong> l’instal<strong>la</strong>tion<br />
• Tenue <strong>de</strong>s groupes<br />
en présence <strong>de</strong> perturbations<br />
• Adaptation <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
à <strong>la</strong> consommation en actif<br />
• Adaptation <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
à <strong>la</strong> consommation en réactif<br />
• Stabilité <strong>de</strong>s groupes face<br />
aux aléas <strong>de</strong> faible amplitu<strong>de</strong><br />
• Aptitu<strong>de</strong> à l’îlotage<br />
• Fonctionnement<br />
en réseau séparé<br />
• Comportement lors<br />
d’une reconstitution <strong>de</strong> réseau<br />
88<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
●<br />
l'adaptation <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction à <strong>la</strong> consommation en réactif<br />
Les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction jouent un rôle fondamental dans le rég<strong>la</strong>ge et<br />
<strong>la</strong> tenue <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension <strong>du</strong> système électrique ; ils constituent <strong>de</strong>s points à<br />
tension tenue autour <strong>de</strong>squels s'articule le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension en fonction<br />
<strong>de</strong>s transits <strong>de</strong> puissances active et surtout réactive sur le réseau.<br />
Ces transits résultent <strong>de</strong>s charges appelées, <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, <strong>de</strong>s<br />
échanges avec l’étranger, <strong>de</strong> <strong>la</strong> topologie <strong>du</strong> réseau et <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong><br />
compensation en service.<br />
Pour assurer ce rôle, les groupes doivent disposer <strong>de</strong> performances<br />
suffisantes en termes <strong>de</strong> :<br />
- capacité <strong>de</strong> fourniture ou d'absorption <strong>de</strong> puissance réactive. Celle-ci<br />
est caractérisée par <strong>la</strong> puissance réactive que le groupe peut absorber<br />
ou livrer au réseau, en fonction <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension HTB ;<br />
- possibilité d'excursion <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension à leurs bornes.<br />
3.2.1.2 Le comportement <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
en situation perturbée<br />
Il est caractérisé par les quatre points suivants :<br />
●<br />
<strong>la</strong> tenue <strong>de</strong>s groupes en présence <strong>de</strong> perturbations<br />
La tenue <strong>de</strong>s groupes en présence <strong>de</strong> perturbations conditionne <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système. En cas <strong>de</strong> perturbations modérées, le maintien <strong>de</strong>s groupes<br />
sur le réseau permet d'éviter <strong>la</strong> dégénérescence en inci<strong>de</strong>nt. En cas <strong>de</strong><br />
perturbations plus importantes, telles que l'écroulement <strong>de</strong> tension ou <strong>la</strong><br />
rupture <strong>de</strong> synchronisme, un comportement satisfaisant <strong>de</strong>s groupes<br />
limite l'éten<strong>du</strong>e et <strong>la</strong> profon<strong>de</strong>ur <strong>de</strong> l'inci<strong>de</strong>nt. À ce titre, il est indispensable<br />
<strong>de</strong> garantir une parfaite cohérence entre le fonctionnement <strong>de</strong>s<br />
groupes et leurs systèmes <strong>de</strong> protection associés et le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense.<br />
La philosophie générale est <strong>de</strong> maintenir les groupes couplés au réseau<br />
le plus longtemps possible :<br />
- en mettant en œuvre <strong>de</strong>s dispositifs permettant <strong>de</strong> limiter l’excursion<br />
<strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs physiques dans un domaine compatible avec le<br />
dimensionnement <strong>de</strong>s matériels,<br />
89<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le comportement <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong> vitesse<br />
et <strong>de</strong> tension s’avère toujours déterminant<br />
lors <strong>de</strong> grands inci<strong>de</strong>nts.<br />
EDF - CNPE <strong>de</strong> F<strong>la</strong>manville - Turbo-alternateur 1 300 MW<br />
Leur bon rég<strong>la</strong>ge est un paramètre<br />
important pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
90<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
- le temps <strong>de</strong> permettre <strong>de</strong> résorber <strong>la</strong> perturbation sous l’action <strong>de</strong>s<br />
systèmes <strong>de</strong> protection <strong>du</strong> réseau,<br />
- sans toutefois compromettre le repli <strong>de</strong> l’instal<strong>la</strong>tion dans un état permettant<br />
une reprise <strong>de</strong> service rapi<strong>de</strong>, ce repli étant commandé par<br />
les dispositifs <strong>de</strong> protection <strong>de</strong> <strong>la</strong> centrale, alternateur compris.<br />
Le comportement <strong>de</strong>s dispositifs <strong>de</strong> limitation <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong> vitesse<br />
et <strong>de</strong> tension est ici déterminant.<br />
●<br />
l’aptitu<strong>de</strong> à l'îlotage<br />
L’îlotage peut survenir suite à une perturbation localisée sur <strong>la</strong> liaison<br />
d'évacuation ou suite à un inci<strong>de</strong>nt sévère sur le Système.<br />
Dans le premier cas, un seul groupe est concerné et les conséquences<br />
d'un succès ou d'un échec ne sont qu'économiques, <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
per<strong>du</strong>e <strong>de</strong>vant être compensée par celle d'un groupe dont le coût<br />
d'exploitation est souvent plus élevé.<br />
En revanche, dans le second cas, l'ensemble <strong>de</strong>s groupes d'une région<br />
peut être concerné. Le succès <strong>de</strong> l'îlotage et <strong>la</strong> tenue <strong>de</strong>s groupes en<br />
îlotage conditionnent alors <strong>la</strong> rapidité <strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> Système. La<br />
capacité d'îlotage est donc bien un besoin <strong>du</strong> Système.<br />
●<br />
le fonctionnement en réseau séparé<br />
Le bon fonctionnement <strong>de</strong>s groupes en réseau séparé est également un<br />
facteur important pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système. Un bon fonctionnement<br />
dans ce domaine, intervenant par exemple suite à <strong>de</strong>s pertes <strong>de</strong> lignes en<br />
casca<strong>de</strong>, est absolument nécessaire pour éviter l'effondrement général<br />
<strong>du</strong> réseau.<br />
●<br />
le comportement lors d'une reconstitution <strong>de</strong> réseau<br />
Consécutivement à un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur, une, voire plusieurs<br />
régions peuvent se retrouver totalement hors tension.<br />
La capacité <strong>de</strong>s tranches à pouvoir enchaîner rapi<strong>de</strong>ment les actions nécessaires<br />
à <strong>la</strong> reconstitution conditionne <strong>la</strong> rapidité avec <strong>la</strong>quelle <strong>la</strong> clientèle<br />
sera réalimentée.<br />
91<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’enveloppe <strong>de</strong>s performances<br />
est décrite par le diagramme<br />
<strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> l’alternateur.<br />
2<br />
1<br />
3<br />
4<br />
Les limites <strong>du</strong> domaine correspon<strong>de</strong>nt à diverses contraintes physiques :<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
limite liée à l’échauffement <strong>de</strong>s zones d’extrémité <strong>du</strong> stator<br />
(combinaison <strong>de</strong>s flux stator et rotor),<br />
limite d’intensité stator<br />
(problème d’échauffement <strong>de</strong>s circuits statoriques),<br />
limite <strong>de</strong> courant rotor (problème d’échauffement <strong>de</strong>s circuits<br />
magnétiques dû aux pertes fer) (cas <strong>de</strong>s turboalternateurs),<br />
limite <strong>de</strong> l’in<strong>du</strong>ction dans l’entrefer (échauffement <strong>de</strong>s tôles <strong>du</strong><br />
circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas <strong>de</strong>s turboalternateurs),<br />
À chaque valeur <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension stator correspond un diagramme différent.<br />
92<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
L’enveloppe <strong>de</strong>s performances est décrite par le diagramme <strong>de</strong> fonctionnement<br />
<strong>de</strong> l’alternateur. Celui-ci précise l'évolution <strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs<br />
puissance active et puissance réactive aux bornes <strong>de</strong> l'alternateur et pour<br />
lesquelles il doit rester raccordé au réseau.<br />
Le diagramme <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> l'alternateur tient compte <strong>de</strong>s situations<br />
suivantes <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> réseau :<br />
- <strong>la</strong> situation normale,<br />
- les transitoires <strong>de</strong> passage en réseau séparé et d'îlotage,<br />
- les situations d'écroulement <strong>de</strong> tension,<br />
- les situations <strong>de</strong> reconstitution.<br />
La garantie <strong>de</strong>s performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction visà-vis<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système est assurée par <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong>s processus<br />
sensibles re<strong>la</strong>tifs :<br />
- au rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s paramètres importants pour <strong>la</strong> sûreté concernant les<br />
fonctions <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion turbine et alternateur ainsi que <strong>la</strong><br />
protection <strong>de</strong>s alternateurs,<br />
- à <strong>la</strong> maîtrise <strong>du</strong> RST,<br />
- à <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong>s fonctions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong>.<br />
3.2.1.2 Contrôle <strong>de</strong>s performances<br />
Malgré cette garantie, le retour d'expérience sur les inci<strong>de</strong>nts grands et<br />
petits met souvent en évi<strong>de</strong>nce <strong>de</strong>s écarts par rapport à ce qui est spécifié<br />
et atten<strong>du</strong> <strong>de</strong> <strong>la</strong> part <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> délestage vus <strong>de</strong>s<br />
gestionnaires <strong>de</strong> réseaux <strong>de</strong> transport. Le contrôle <strong>de</strong>s performances est<br />
indispensable pour maintenir le niveau <strong>de</strong> sûreté, en i<strong>de</strong>ntifiant et<br />
traitant les problèmes bien avant l'occurrence <strong>de</strong> tels inci<strong>de</strong>nts.<br />
Les instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, vu leur rôle, constituent <strong>la</strong> première<br />
priorité pour un tel contrôle.<br />
93<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Poste 400 kV<br />
Les défail<strong>la</strong>nces au niveau <strong>de</strong>s postes<br />
peuvent occasionner <strong>la</strong> perte<br />
<strong>de</strong> plusieurs ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
et con<strong>du</strong>ire à <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts hors dimensionnement.<br />
94<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
3.2.2 LES OUVRAGES DE TRANSPORT : LES POSTES<br />
3.2.2.1 Généralités<br />
Les postes HTB sont les carrefours <strong>du</strong> réseau, les nœuds où les lignes<br />
s'interconnectent. Ils assurent les principales fonctions suivantes :<br />
- raccor<strong>de</strong>ment <strong>de</strong>s centrales au réseau,<br />
- interconnexion avec les pays voisins,<br />
- répartition <strong>de</strong> l'énergie sur le territoire en 400 kV,<br />
- transformation <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong> tension <strong>de</strong> l'énergie,<br />
- protection <strong>du</strong> réseau, afin d'éviter <strong>de</strong> dégra<strong>de</strong>r les matériels en cas <strong>de</strong><br />
défaut électrique.<br />
Les défail<strong>la</strong>nces au niveau <strong>de</strong>s postes sont particulièrement graves<br />
sur le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté, car elles peuvent occasionner <strong>la</strong> perte <strong>de</strong><br />
plusieurs ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport et con<strong>du</strong>ire à <strong>de</strong>s<br />
inci<strong>de</strong>nts hors dimensionnement.<br />
Ce risque fort <strong>de</strong> mo<strong>de</strong> commun doit être pris en considération <strong>de</strong>puis <strong>la</strong><br />
conception jusqu'à <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite temps réel.<br />
3.2.2.2 Les équipements Haute Tension <strong>du</strong> poste et leurs fonctions<br />
Un poste comprend les principaux matériels HTB suivants :<br />
- <strong>de</strong>s jeux <strong>de</strong> barres, qui assurent <strong>la</strong> matérialité <strong>de</strong>s sommets <strong>du</strong> réseau ;<br />
- <strong>de</strong>s disjoncteurs qui assurent <strong>la</strong> coupure <strong>de</strong>s courants <strong>de</strong> court-circuit<br />
et <strong>de</strong> transit et <strong>la</strong> déconnexion <strong>de</strong>s ouvrages ;<br />
- <strong>de</strong>s sectionneurs qui assurent, après coupure <strong>de</strong>s courants par les<br />
disjoncteurs, un rôle d'isolement et d'aiguil<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s ouvrages sur l’un<br />
ou l’autre <strong>de</strong>s jeux <strong>de</strong> barres ;<br />
95<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La structure <strong>de</strong>s postes est organisée en "cellules".<br />
Une cellule regroupe l'ensemble <strong>de</strong>s équipements<br />
re<strong>la</strong>tifs à un même ouvrage :<br />
cellule ligne<br />
cellule transformateur<br />
cellule coup<strong>la</strong>ge<br />
etc.<br />
Elle comprend :<br />
<strong>la</strong> tête <strong>de</strong> cellule qui regroupe les équipements<br />
<strong>de</strong> contrôle, <strong>de</strong> protection et d'isolement,<br />
le disjoncteur,<br />
<strong>la</strong> partie aiguil<strong>la</strong>ge qui permet <strong>de</strong> connecter<br />
l'ouvrage à l'un ou l'autre <strong>de</strong>s jeux <strong>de</strong> barres.<br />
La connexion entre les cellules se fait<br />
par l’intermédiaire <strong>de</strong>s jeux <strong>de</strong> barres.<br />
96<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
- <strong>de</strong>s transformateurs ou autotransformateurs <strong>de</strong> puissance qui<br />
permettent <strong>de</strong> transformer le niveau <strong>de</strong> tension pour l'adapter aux<br />
utilisations ;<br />
- <strong>de</strong>s transformateurs <strong>de</strong> mesure, tension et courant, <strong>de</strong>stinés à<br />
l'alimentation <strong>de</strong>s appareils <strong>de</strong> mesure, l'alimentation <strong>de</strong>s systèmes<br />
<strong>de</strong> protection et <strong>de</strong>s automatismes <strong>de</strong> reprise <strong>de</strong> service ;<br />
- <strong>de</strong>s réactances <strong>de</strong> compensation <strong>de</strong> l'énergie réactive.<br />
Les principales agressions auxquelles sont soumis les postes sont <strong>de</strong> nature<br />
électrique. Ce peut être <strong>de</strong>s agressions d'origine interne (surtensions<br />
<strong>de</strong> manœuvre) ou externe (coups <strong>de</strong> foudre). Il y a aussi les<br />
conditions atmosphériques (givre, pollution saline, …).<br />
Enfin, il convient <strong>de</strong> prendre en considération les indisponibilités fortuites<br />
(suite à une panne, par exemple) ou programmées (pour entretien ou<br />
réparation), qui peuvent momentanément fragiliser l'exploitation.<br />
3.2.2.3 Les facteurs concourant à <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong>s postes<br />
A - Prévention<br />
Dans le domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> prévention, <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong>s postes repose sur les<br />
dispositions constructives qui concernent :<br />
- le dimensionnement <strong>de</strong>s équipements, sur les p<strong>la</strong>ns électrique et<br />
mécanique ;<br />
- les dispositions topologiques permettant <strong>de</strong> limiter les répercussions<br />
<strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts.<br />
Elle repose aussi sur les dispositions <strong>de</strong> qualification et <strong>de</strong> maintenance<br />
préventive <strong>de</strong>s matériels.<br />
Le dimensionnement<br />
Il s'agit <strong>de</strong> l'ensemble <strong>de</strong>s dispositions permettant, au niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
conception <strong>de</strong>s postes, d'assurer <strong>la</strong> tenue <strong>de</strong>s matériels sur les p<strong>la</strong>ns<br />
électrique, thermique et mécanique en régime normal et pour certaines<br />
situations contraignantes (courts-circuits, pollution, ...).<br />
97<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Matériels 400 kV<br />
Le dimensionnement <strong>de</strong>s matériels et <strong>de</strong>s structures<br />
tient compte <strong>de</strong>s contraintes locales :<br />
courant <strong>de</strong> court-circuit, pollution, …<br />
98<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
La tenue diélectrique <strong>de</strong>s matériels est caractérisée par les niveaux <strong>de</strong><br />
tenue aux différents types d’on<strong>de</strong>s que l’on rencontre en exploitation.<br />
Pour les postes 400 kV, le dimensionnement permet <strong>de</strong> tenir sans amorçage :<br />
- 420 kV en régime permanent ;<br />
- 520 kV (phase-terre) à fréquence in<strong>du</strong>strielle pendant une <strong>du</strong>rée d'une<br />
minute ;<br />
- 1 050 kV (950 kV pour les transformateurs) sur une <strong>du</strong>rée <strong>de</strong> 250 à<br />
2 500 µs (tension <strong>de</strong> tenue aux chocs <strong>de</strong> manœuvre) ;<br />
- 1 425 kV (1 175 kV pour les transformateurs) sur une <strong>du</strong>rée <strong>de</strong> 1,2 à<br />
50 µs (choc <strong>de</strong> foudre).<br />
La tenue au courant maximal <strong>de</strong> court-circuit est un paramètre essentiel qui<br />
conditionne le dimensionnement <strong>de</strong>s structures (charpentes, massifs,<br />
supports <strong>de</strong> barres, ...) par rapport aux efforts électrodynamiques qu'il<br />
engendre, et qui détermine le pouvoir <strong>de</strong> coupure <strong>de</strong>s disjoncteurs.<br />
Pour les disjoncteurs 400 kV, les valeurs normalisées sont :<br />
- 40 kA 1 s ;<br />
- 63 kA 1 s (pour certains postes particuliers).<br />
La tenue thermique est définie par <strong>la</strong> puissance assignée <strong>de</strong>s matériels<br />
compte tenu <strong>de</strong>s exigences <strong>de</strong> surcharge et <strong>de</strong>s niveaux d’échauffement<br />
liés aux courants <strong>de</strong> court-circuit.<br />
Les jeux <strong>de</strong> barres ainsi que l’appareil<strong>la</strong>ge hors disjoncteurs sont<br />
dimensionnés systématiquement pour 63 kA.<br />
Pour <strong>la</strong> tenue mécanique, les calculs sont menés pour les trois hypothèses<br />
contraignantes suivantes :<br />
- vent fort ;<br />
- givre moyen ;<br />
- court-circuit avec vent fort.<br />
Des dispositions spécifiques sont prises au niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> préparation <strong>de</strong>s<br />
terrains pour assurer l’intégrité <strong>de</strong>s fondations. Les dispositifs d’accrochage<br />
sont renforcés pour éviter <strong>la</strong> chute <strong>de</strong>s matériels.<br />
99<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Autotransformateur 400/225 kV<br />
Des murs pare-feu sont disposés<br />
entre les autotransformateurs<br />
pour éviter <strong>la</strong> propagation <strong>de</strong>s incendies.<br />
100<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
Les dispositions topologiques<br />
Il s’agit <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s dispositions <strong>de</strong> génie civil et électrique prises<br />
pour éviter ou limiter les répercussions en cas <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nce affectant un<br />
élément.<br />
Ainsi, au niveau <strong>du</strong> génie civil, les jeux <strong>de</strong> barres sont réalisés en position<br />
haute au-<strong>de</strong>ssus <strong>de</strong>s cellules pour éviter qu'en cas <strong>de</strong> chute d'une<br />
connexion, les jeux <strong>de</strong> barres ne soient impactés.<br />
Pour limiter les effets thermiques et mécaniques d'explosions éventuelles,<br />
<strong>de</strong>s murs écrans sont disposés entre les cellules ayant une importance<br />
particulière (évacuation <strong>de</strong> centrale, par exemple). Par ailleurs, entre<br />
transformateurs ou autotransformateurs voisins, <strong>de</strong>s murs pare-feu sont<br />
installés pour éviter <strong>la</strong> propagation éventuelle d'incendies, et les câbles<br />
re<strong>la</strong>tifs à <strong>de</strong>s cellules et transformateurs ayant un rôle analogue empruntent<br />
<strong>de</strong>s tracés différents à l'intérieur <strong>du</strong> poste.<br />
Les schémas électriques sont eux aussi déterminants. En cas <strong>de</strong> défaut<br />
sur une ligne arrivant au poste ou sur un élément <strong>du</strong> poste, l'objectif est<br />
que le défaut soit éliminé rapi<strong>de</strong>ment par un nombre <strong>de</strong> disjoncteurs<br />
aussi ré<strong>du</strong>it que possible et que le fonctionnement <strong>de</strong>s ouvrages sains<br />
soit préservé.<br />
Un autre facteur important est <strong>la</strong> répartition <strong>de</strong>s départs entre les<br />
différents sommets : <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> toutes les lignes dans une direction<br />
donnée est généralement plus grave que <strong>la</strong> perte <strong>du</strong> même nombre dans<br />
<strong>de</strong>s directions électriques différentes. Le raccor<strong>de</strong>ment <strong>de</strong>s lignes doit<br />
aussi être réparti entre ces sommets <strong>de</strong> façon à limiter les courants <strong>de</strong><br />
courts-circuits.<br />
101<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La périodicité et <strong>la</strong> profon<strong>de</strong>ur <strong>de</strong>s actions d'entretien<br />
sont définies en fonction<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> criticité <strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces, <strong>de</strong>s matériels<br />
calculée sur <strong>la</strong> base <strong>de</strong>s principaux enjeux que sont :<br />
• <strong>la</strong> sécurité <strong>de</strong>s personnes et <strong>de</strong>s biens,<br />
• <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système<br />
électrique,<br />
• <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> fourniture,<br />
• l'environnement,<br />
• le maintien <strong>du</strong> patrimoine.<br />
<strong>RTE</strong> - Thermographie infrarouge d’une ligne par hélicoptère<br />
102<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
Pour satisfaire à ces objectifs, les dispositions suivantes sont prises :<br />
●<br />
●<br />
les postes 400 kV présentent en général quatre sommets distincts<br />
configurables par manœuvres <strong>de</strong>s sectionneurs et disjoncteurs ;<br />
sur les grands postes, trois jeux <strong>de</strong> barres permettent <strong>de</strong> conserver<br />
l'exploitation à quatre sommets pendant les pério<strong>de</strong>s <strong>de</strong> consignation<br />
ou d'exploiter, dans certains cas, à six sommets.<br />
La maintenance préventive<br />
La politique <strong>de</strong> maintenance OMF (Optimisation <strong>de</strong> <strong>la</strong> Maintenance par <strong>la</strong><br />
Fiabilité) vise à détecter les anomalies <strong>la</strong>tentes sur les matériels par <strong>de</strong>s<br />
actions d'entretien dont <strong>la</strong> périodicité et <strong>la</strong> profon<strong>de</strong>ur dépen<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
criticité <strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces <strong>de</strong>s matériels. Elle repose sur les opérations clés<br />
suivantes :<br />
● <strong>la</strong> visite <strong>de</strong>s matériels (contrôle visuel <strong>de</strong>s matériels HTB) ;<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
●<br />
les manœuvres périodiques <strong>de</strong>s disjoncteurs et <strong>de</strong>s sectionneurs (dégrippage<br />
<strong>de</strong>s organes en mouvement, modification <strong>de</strong>s portées <strong>de</strong><br />
c<strong>la</strong>pets et <strong>de</strong>s surfaces portantes, auto-nettoyage <strong>de</strong>s contacts<br />
électriques et <strong>de</strong>s articu<strong>la</strong>tions, vérification <strong>du</strong> bon fonctionnement<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> chaîne <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite) ; ces manœuvres périodiques permettent<br />
aussi <strong>la</strong> détection <strong>de</strong> pannes <strong>la</strong>tentes éventuelles à un<br />
moment choisi à l’avance, mais ce n’est pas leur vocation première ;<br />
<strong>la</strong> thermographie infrarouge (recherche <strong>de</strong> points chauds sur les<br />
matériels HTB et leurs connexions) ;<br />
le contrôle (vérification <strong>du</strong> bon fonctionnement <strong>de</strong>s matériels avec<br />
contrôle <strong>de</strong>s signalisations et tests fonctionnels) ;<br />
<strong>la</strong> vérification <strong>de</strong>s matériels (maintenance approfondie tous les six à<br />
sept ans) ;<br />
<strong>la</strong> révision <strong>de</strong>s matériels (maintenance plus approfondie tous les<br />
douze à treize ans).<br />
Les interventions correspondantes s'appuient sur <strong>de</strong>s procé<strong>du</strong>res<br />
formalisées qui font l'objet d'une application rigoureuse.<br />
103<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s équipements <strong>de</strong> transport<br />
est assurée par les PCG<br />
à l’ai<strong>de</strong> <strong>du</strong> nouvel outil PEXI.<br />
<strong>RTE</strong> - Salle <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> d’un PCG/PEXI<br />
Les organes <strong>de</strong> coupure sont télécommandés<br />
<strong>de</strong>puis les PCG et les dispatchings régionaux.<br />
<strong>RTE</strong> - Dispatching régional <strong>de</strong> SERAA<br />
104<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport<br />
B - La surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s équipements<br />
Cette mission, confiée aux exploitants <strong>de</strong>s postes, est primordiale pour <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>du</strong> Système puisqu'elle constitue, entre autres, un moyen<br />
privilégié <strong>de</strong> détection <strong>de</strong>s anomalies naissantes.<br />
La surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s équipements s'exerce à <strong>de</strong>ux niveaux :<br />
●<br />
●<br />
en temps réel, où les paramètres significatifs <strong>de</strong> l’état <strong>de</strong> fonctionnement<br />
<strong>de</strong>s équipements font l'objet d'enregistrements mémorisés et<br />
génèrent <strong>de</strong>s a<strong>la</strong>rmes émises vers les PCG et, pour certaines d'entre<br />
elles, vers les dispatchings régionaux. Ces données constituent une<br />
ai<strong>de</strong> au diagnostic et à <strong>la</strong> décision en cas d'avarie <strong>de</strong> matériel et lors <strong>de</strong>s<br />
inci<strong>de</strong>nts affectant les postes ;<br />
en temps différé, où l'analyse fine <strong>du</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s équipements<br />
(lors <strong>de</strong>s séquences d'élimination <strong>de</strong> défaut, par exemple)<br />
permet <strong>de</strong> détecter d'éventuelles anomalies <strong>la</strong>tentes.<br />
C - Les moyens d'action<br />
Pour être en mesure d'agir rapi<strong>de</strong>ment vis-à-vis <strong>de</strong>s anomalies temps<br />
réel, les organes <strong>de</strong> coupure sont télécommandés <strong>de</strong>puis les PCG et les<br />
dispatchings régionaux, ce qui permet :<br />
● d'isoler les ouvrages en défaut à <strong>de</strong>s fins d'interventions rapi<strong>de</strong>s ;<br />
●<br />
d'adapter le schéma <strong>du</strong> poste à <strong>la</strong> nouvelle configuration <strong>de</strong> disponibilité<br />
<strong>de</strong>s ouvrages.<br />
En temps différé, <strong>de</strong>s actions sont menées pour détecter et corriger les<br />
anomalies génériques. Ainsi, les anomalies <strong>de</strong>s matériels HTB, repérées<br />
lors <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts ou par <strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s équipements, font l'objet <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> saisie d'une fiche d'anomalie informatisée.<br />
Les données ainsi collectées permettent, dès que leur volume <strong>de</strong>vient représentatif,<br />
<strong>de</strong> mener <strong>de</strong>s étu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> comportement détaillées en vue<br />
d'orienter les politiques <strong>de</strong> maintenance et <strong>de</strong> qualification <strong>de</strong>s<br />
matériels, et <strong>de</strong> rétroagir face à d'éventuelles dérives <strong>de</strong> fabrication ou<br />
anomalies génériques.<br />
105<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les protections limitent les conséquences<br />
<strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts en iso<strong>la</strong>nt <strong>de</strong> façon :<br />
- rapi<strong>de</strong>,<br />
- sûre,<br />
- sélective,<br />
les ouvrages en défaut.<br />
<strong>RTE</strong> - Protection différentielle <strong>de</strong> barres<br />
106<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Les protections et les automates d’exploitation<br />
a) Les protections contre les défauts d'isolement<br />
Les éléments <strong>du</strong> réseau HTB tels que lignes, transformateurs et jeux <strong>de</strong><br />
barres, peuvent être affectés par <strong>de</strong>s défauts d'isolement d'origine interne<br />
ou externe. Ces défauts peuvent avoir <strong>de</strong>s conséquences graves sur<br />
l'intégrité <strong>du</strong> matériel (par l'effet <strong>de</strong>s courants <strong>de</strong> court-circuit eux-mêmes<br />
ou <strong>de</strong>s forces électrodynamiques résultantes) ou sur <strong>la</strong> sécurité <strong>de</strong>s<br />
personnes au voisinage <strong>du</strong> défaut, mais aussi sur le fonctionnement <strong>du</strong><br />
système : chutes <strong>de</strong> tension profon<strong>de</strong>s, perte <strong>de</strong> synchronisme d'unités <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction.<br />
Le rôle <strong>du</strong> système <strong>de</strong> protection contre les défauts d'isolement est<br />
d'éliminer l'élément <strong>de</strong> réseau concerné en ouvrant les organes <strong>de</strong><br />
coupure adéquats, après avoir détecté et localisé le défaut.<br />
Il importe que cette action soit à <strong>la</strong> fois rapi<strong>de</strong> et sélective :<br />
●<br />
La rapidité d'action <strong>de</strong> ces protections est essentielle, en particulier<br />
pour éviter les pertes <strong>de</strong> synchronisme ou <strong>la</strong> perforation <strong>de</strong>s postes sous<br />
enveloppe métallique.<br />
●<br />
Leur sélectivité permet d'éviter <strong>la</strong> mise hors tension d'un trop grand<br />
nombre d'ouvrages qui pourrait, à son tour, avoir <strong>de</strong>s conséquences<br />
graves pour le système électrique telles que reports <strong>de</strong> charge<br />
incontrô<strong>la</strong>bles, pertes <strong>de</strong> synchronisme, écroulements <strong>de</strong> tension.<br />
Il en résulte <strong>de</strong>s "p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection", par nature complexes, qui décrivent<br />
les fonctions et les performances atten<strong>du</strong>es <strong>du</strong> système <strong>de</strong> protection et qui<br />
doivent présenter une cohérence globale sans faille pour assurer ces<br />
performances <strong>de</strong> rapidité et <strong>de</strong> sélectivité avec une gran<strong>de</strong> fiabilité.<br />
L’annexe A.1.6 présente leur organisation et leur évolution <strong>de</strong>puis 1975.<br />
b) Les automates et protections d'exploitation<br />
Les automates d'exploitation ont été intro<strong>du</strong>its très tôt sur les réseaux<br />
HTB pour décharger les opérateurs <strong>de</strong> certaines actions prédéfinies, ou<br />
pour exécuter celles qui doivent l'être dans un dé<strong>la</strong>i très bref.<br />
La plupart <strong>de</strong> ces automates réalisent, au niveau d'un poste, une action<br />
locale sur critère local, telle que :<br />
- protection <strong>de</strong>s lignes et transformateurs contre les conséquences <strong>de</strong><br />
tous ordres d'échauffements excessifs (protection <strong>de</strong> surcharge) ;<br />
- facilitation <strong>de</strong> manœuvres délicates (télécoupleur, …) ;<br />
107<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Automate <strong>de</strong> zone <strong>de</strong> Saint-Vulbas<br />
L’automate <strong>de</strong> zone, installé au poste<br />
<strong>de</strong> Saint-Vulbas, comman<strong>de</strong> l’îlotage<br />
d’un groupe présélectionné <strong>de</strong> Bugey<br />
en cas d’apparition d’une surcharge<br />
sur certains ouvrages <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone.<br />
108<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.3<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Les protections et les automates d’exploitation<br />
- retour <strong>du</strong> système dans une position favorable pour <strong>la</strong> reprise <strong>du</strong> service<br />
après inci<strong>de</strong>nt (automate <strong>de</strong> manœuvre <strong>de</strong> disjoncteur sur manque <strong>de</strong><br />
tension -AMU-, réenclencheur <strong>de</strong> ligne, bascule <strong>de</strong> poste, …) ;<br />
- action <strong>de</strong> "défense <strong>du</strong> système" (délestage fréquencemétrique dans<br />
les postes-sources HTB/HTA, débouc<strong>la</strong>ge <strong>du</strong> réseau THT sur rupture<br />
<strong>de</strong> synchronisme, …).<br />
D'autres réalisent une action locale sur critère distant. C'est le cas <strong>de</strong> l'automate<br />
<strong>de</strong> blocage <strong>de</strong>s régleurs en charge <strong>de</strong>s transformateurs THT/HT et<br />
HTB/HTA développé dans le cadre <strong>du</strong> "p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense" <strong>du</strong> Système.<br />
La gestion <strong>de</strong>s automates (mise en/hors service, changement <strong>de</strong> configuration)<br />
nécessite <strong>de</strong>s procé<strong>du</strong>res rigoureuses pour garantir l'action atten<strong>du</strong>e<br />
au moment opportun.<br />
En <strong>de</strong>hors <strong>de</strong> ces automates locaux, <strong>de</strong>s "automates <strong>de</strong> zone", <strong>de</strong>stinés à<br />
maintenir <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> réseau par action sur <strong>la</strong> topologie<br />
ou <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction d'un ensemble <strong>de</strong> postes, s'avèrent aujourd'hui nécessaires.<br />
Pour ces automates, un haut niveau <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement est atten<strong>du</strong>,<br />
ce qui impacte fortement <strong>la</strong> conception mais aussi l’exploitation et <strong>la</strong><br />
maintenance.<br />
Compte tenu <strong>de</strong> leur impact potentiel sur <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système, <strong>la</strong><br />
performance <strong>de</strong>s protections et <strong>de</strong>s automates doit être garantie dans <strong>la</strong><br />
<strong>du</strong>rée. Comme les matériels HTB, systèmes <strong>de</strong> protection et automatismes<br />
font l’objet d’une maintenance préventive (maintenance OMF),<br />
dont <strong>la</strong> périodicité et <strong>la</strong> profon<strong>de</strong>ur sont fonction <strong>de</strong> l’enjeu <strong>de</strong>s ouvrages<br />
concernés ainsi que <strong>de</strong> leur technologie.<br />
Cette maintenance repose sur les opérations clés suivantes,<br />
coordonnées avec les opérations <strong>de</strong> maintenance <strong>de</strong>s matériels HTB :<br />
- essais fonctionnels simplifiés,<br />
- essais <strong>de</strong> maintenance approfondie.<br />
Les interventions correspondantes s’appuient sur <strong>de</strong>s procé<strong>du</strong>res<br />
formalisées qui font l’objet d’une application rigoureuse.<br />
Les activités <strong>de</strong> calcul et d’affichage <strong>de</strong>s rég<strong>la</strong>ges et paramètres <strong>de</strong>s protections<br />
et <strong>de</strong>s automates sont déterminantes pour l’obtention <strong>de</strong>s<br />
performances atten<strong>du</strong>es. C’est pour cette raison qu’elles font aussi<br />
l’objet <strong>de</strong> procé<strong>du</strong>res et <strong>de</strong> mo<strong>de</strong>s opératoires détaillés dans le cadre<br />
général <strong>de</strong> l’assurance qualité.<br />
109<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Schéma <strong>de</strong> principe<br />
<strong>du</strong> Rég<strong>la</strong>ge Secondaire <strong>de</strong> Tension (RST)<br />
Transmission <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension <strong>du</strong> point pilote Vp<br />
Jeu <strong>de</strong> barres<br />
pilote<br />
Consigne<br />
Vc<br />
Régu<strong>la</strong>teur<br />
<strong>de</strong> zone<br />
Dispatching<br />
régional<br />
Niveau<br />
N<br />
Participation<br />
Qr<br />
X<br />
Boucle<br />
en<br />
réactif<br />
Consigne Uo<br />
réactif pro<strong>du</strong>it par le groupe<br />
Régu<strong>la</strong>teur<br />
primaire<br />
<strong>de</strong> tension<br />
Uex<br />
tension stator U<br />
Groupe i + 1<br />
Groupe i + 2<br />
Groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction i<br />
Vc : tension <strong>de</strong> consigne <strong>du</strong> RST (pour le point pilote)<br />
Uex : tension d'excitation <strong>de</strong> l'alternateur<br />
Vp : tension mesurée au point pilote<br />
Uo : consigne primaire<br />
Réseau<br />
Le RST assure simultanément, dans chaque zone,<br />
<strong>la</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension et <strong>la</strong> répartition<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive entre les groupes.<br />
110<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.4<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Les rég<strong>la</strong>ges automatiques <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
et <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
3.4.1 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA FRÉQUENCE<br />
L'équilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation est assuré, en fonctionnement<br />
normal, par <strong>de</strong>ux actions automatiques complémentaires : le rég<strong>la</strong>ge<br />
primaire et le rég<strong>la</strong>ge secondaire (cf. annexe A.1.2). Leur performance est<br />
essentielle pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
Vis-à-vis <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge primaire, il est fondamental pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système<br />
électrique, lors <strong>de</strong>s variations <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> amplitu<strong>de</strong>, <strong>de</strong> maîtriser très<br />
rapi<strong>de</strong>ment le transitoire <strong>de</strong> fréquence afin <strong>de</strong> ne pas atteindre les premiers<br />
seuils <strong>du</strong> délestage fréquencemétrique. Sur un système interconnecté, tel<br />
que celui <strong>de</strong> l'UCTE en Europe <strong>de</strong> l'Ouest, tous les partenaires contribuent<br />
solidairement à ce rég<strong>la</strong>ge primaire, ce qui améliore <strong>de</strong> fait <strong>la</strong> sûreté.<br />
Il importe, néanmoins, que chaque partenaire maintienne en permanence<br />
une réserve primaire suffisante sur ses unités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction. La règle<br />
UCTE recomman<strong>de</strong> <strong>de</strong> programmer pour <strong>la</strong> France une réserve primaire<br />
minimale d’environ 700 MW en été et 750 MW en hiver, avec une<br />
énergie rég<strong>la</strong>nte minimale <strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 4 400 MW/Hz.<br />
De <strong>la</strong> même manière, vis-à-vis <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire, il importe, pour <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>du</strong> Système, que chaque partenaire <strong>de</strong> l’UCTE maintienne une réserve<br />
secondaire suffisante sur ses unités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, afin d’être en<br />
mesure, le cas échéant, <strong>de</strong> compenser à lui seul le déséquilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation<br />
lorsque l’origine <strong>de</strong> celui-ci se situe dans sa zone <strong>de</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge, et <strong>de</strong> reconstituer ainsi <strong>la</strong> réserve <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge primaire.<br />
3.4.2 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA TENSION<br />
Le rég<strong>la</strong>ge automatique <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension sur le réseau THT est important pour<br />
<strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système dans <strong>la</strong> mesure où il peut prévenir l'apparition <strong>de</strong><br />
phénomènes tels que les écroulements <strong>de</strong> tension ou les pertes <strong>de</strong> stabilité.<br />
Le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension sur le réseau THT est défini en temps réel par <strong>RTE</strong>, qui fixe<br />
les tensions à maintenir en un certain nombre <strong>de</strong> points dits "points pilotes",<br />
en s’appuyant le cas échéant sur <strong>de</strong>s étu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> réseau prévisionnelles.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge en temps réel s'appuie sur <strong>de</strong>ux actions automatiques<br />
complémentaires dites rég<strong>la</strong>ge primaire et rég<strong>la</strong>ge secondaire <strong>de</strong><br />
tension (cf. annexe A.1.3). Là encore, <strong>la</strong> performance <strong>de</strong>s équipements<br />
concernés est primordiale pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
111<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Domaines <strong>de</strong> responsabilité<br />
Le CNES est responsable <strong>de</strong> :<br />
• l’équilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation,<br />
• <strong>la</strong> maîtrise <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong>s transits sur le réseau 400 kV,<br />
• <strong>la</strong> gestion <strong>de</strong>s échanges aux frontières.<br />
Les URSE ont <strong>la</strong> responsabilité sur leur territoire <strong>de</strong> :<br />
• <strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce <strong>du</strong> réseau 400 kV en appui <strong>du</strong> CNES,<br />
• <strong>la</strong> maîtrise <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension et <strong>de</strong>s transits sur les réseaux <strong>de</strong><br />
tension inférieure à 400 kV,<br />
• <strong>la</strong> télécomman<strong>de</strong> <strong>de</strong>s postes HTB.<br />
112<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.5<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
3.5.1 LES PRINCIPES DE LA CONDUITE DU SYSTÈME<br />
La taille et <strong>la</strong> complexité <strong>du</strong> système électrique justifient une<br />
organisation hiérarchisée <strong>de</strong>s fonctions <strong>de</strong> surveil<strong>la</strong>nce et <strong>de</strong> comman<strong>de</strong><br />
qui implique quatre niveaux <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> :<br />
• un niveau national, assuré par le dispatching national <strong>du</strong> Centre<br />
National d'Exploitation <strong>du</strong> Système (CNES), dont les missions essentielles<br />
en temps réel sont l’équilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation,<br />
<strong>la</strong> gestion <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension, <strong>la</strong> gestion <strong>de</strong>s échanges aux<br />
frontières et <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong>s transits sur le réseau 400 kV ;<br />
• un niveau régional, assuré par les 7 dispatchings régionaux <strong>de</strong>s Unités<br />
Régionales <strong>du</strong> Système Électrique (URSE), dont les missions essentielles<br />
sont <strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s transits sur les réseaux 63 kV, 90 kV et<br />
225 kV (400 kV en appui <strong>du</strong> CNES), <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> topologie <strong>du</strong> réseau<br />
HTB, le pilotage <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension par zones et <strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s injections<br />
aux nœuds électriques <strong>du</strong> réseau ;<br />
• un niveau intermédiaire, assuré par les Groupements <strong>de</strong> Postes<br />
qui ont en charge <strong>la</strong> surveil<strong>la</strong>nce et <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong><br />
Transport, ainsi que certaines fonctions <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système<br />
Électrique à <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> <strong>du</strong> dispatching régional ;<br />
• un niveau local situé dans chaque poste <strong>de</strong> Transport peut assurer <strong>la</strong><br />
surveil<strong>la</strong>nce et <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions en ultime secours ou<br />
dans certaines phases <strong>de</strong> travaux.<br />
Les instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong>s utilisateurs <strong>du</strong> Réseau <strong>de</strong> Transport : pro<strong>du</strong>cteurs<br />
(EDF, CNR, SNET, ...), consommateurs (SNCF, RATP, in<strong>du</strong>striels, ...), distributeurs<br />
(EDF, ELD) communiquent avec les centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
soit directement au niveau <strong>du</strong> site soit via <strong>de</strong>s points <strong>de</strong> comman<strong>de</strong><br />
centralisée.<br />
Par ailleurs, <strong>la</strong> nécessaire coordination entre les GRT européens pour gérer<br />
les flux d’énergie sur les lignes transfrontalières con<strong>du</strong>it au renforcement<br />
<strong>de</strong>s communications en temps réel entre les dispatchings et à<br />
l’échange <strong>de</strong> téléinfomations concernant les ouvrages <strong>de</strong> chaque pays<br />
impactés par les évolutions <strong>de</strong>s flux sur les interconnexions.<br />
113<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
114<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Dispatching national (CNES)
3<br />
3.5<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
3.5.2 LES MOYENS DE CONDUITE<br />
Tous les centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite sont équipés <strong>de</strong> systèmes informatiques<br />
complexes assurant l’acquisition et le traitement <strong>de</strong>s informations en<br />
provenance <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> puissance (postes et centrales). Leur<br />
disponibilité repose sur <strong>la</strong> redondance <strong>de</strong> leurs composantes matérielles<br />
et logicielles ainsi que <strong>de</strong> leurs bases <strong>de</strong> données. Ils bénéficient <strong>de</strong><br />
surcroît d’une alimentation électrique <strong>de</strong> haute qualité et garantie (y<br />
compris par <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction autonomes).<br />
Le dispatching national est doté :<br />
• d'un système informatique <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite principal : le SNC (Système<br />
National <strong>de</strong> Con<strong>du</strong>ite) qui assure les fonctions suivantes :<br />
- analyse primaire (acquisition, traitement, visualisation,<br />
archivage <strong>de</strong>s téléinformations),<br />
- analyse secondaire (analyse <strong>de</strong> sécurité réseau systématique<br />
et en mo<strong>de</strong> étu<strong>de</strong>),<br />
- rég<strong>la</strong>ge secondaire fréquence-puissance ;<br />
• <strong>de</strong> systèmes informatiques complémentaires :<br />
• l’Animateur <strong>du</strong> Synoptique National (ASN) qui assure les fonctionnalités<br />
minimales suivantes :<br />
- animation <strong>du</strong> tableau synoptique assurant <strong>la</strong> représentation<br />
nodale <strong>du</strong> réseau 400 kV,<br />
- secours <strong>de</strong> <strong>la</strong> fonction rég<strong>la</strong>ge secondaire fréquence-puissance.<br />
• un terminal <strong>du</strong> système d’alerte et <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> (SAS).<br />
Les dispatchings régionaux disposent également <strong>de</strong> <strong>de</strong>ux systèmes <strong>de</strong><br />
base complémentaires :<br />
• un système informatique <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite principal : le SIRC (ou Système<br />
Informatique Régional <strong>de</strong> Con<strong>du</strong>ite), qui assure <strong>de</strong>s fonctions d'analyse<br />
primaire et secondaire i<strong>de</strong>ntiques à celles <strong>du</strong> SNC, ainsi que <strong>la</strong><br />
télécomman<strong>de</strong> <strong>de</strong>s postes transport ;<br />
• un animateur <strong>de</strong> tableau synoptique : l'ATS qui assure <strong>la</strong> représentation<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> topologie <strong>de</strong>s postes 400 et 225 kV, <strong>de</strong>s états <strong>de</strong> tension ou<br />
<strong>de</strong> surcharges, <strong>de</strong> certains transits dans les lignes et les transformateurs,<br />
ainsi que d’un terminal SAS et d’une p<strong>la</strong>tine <strong>de</strong> pilotage <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs<br />
<strong>de</strong> tension, qui assurent <strong>la</strong> fonction <strong>de</strong> Rég<strong>la</strong>ge Secondaire <strong>de</strong> Tension<br />
(RST) vis-à-vis <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> chaque zone.<br />
115<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le réseau ROSE<br />
(Réseau <strong>de</strong> fibres Optiques <strong>de</strong> Sécurité en Étoile)<br />
offre une infrastructure adaptée<br />
à <strong>la</strong> sécurisation <strong>du</strong> réseau 400 kV.<br />
• Fibres optiques fixées sur un con<strong>du</strong>cteur ou un câble <strong>de</strong> gar<strong>de</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Machine <strong>de</strong> pose d’un COE (câble optique enroulé)<br />
• Fibres optiques insérées dans un câble <strong>de</strong> gar<strong>de</strong><br />
Structure d’un câble THYM<br />
116<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.5<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
Les Pupitres d’EXploitation Informatisés (PEXI), dont sont équipés les<br />
Groupements <strong>de</strong> Postes, permettent aux opérateurs <strong>de</strong> surveiller l’état <strong>de</strong>s<br />
instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> transport, <strong>de</strong> visualiser l’état d’un poste ou d’une zone<br />
(topologie, transits et tensions) et <strong>de</strong> télécomman<strong>de</strong>r, si nécessaire, les<br />
organes <strong>de</strong> coupure et certains automates <strong>de</strong> leur zone d’action.<br />
3.5.3 LE RÉSEAU DE TÉLÉCOMMUNICATION DE SÉCURITÉ<br />
Il s’agit d’un réseau <strong>de</strong> transmission, réglementairement à usage exclusif<br />
<strong>de</strong> l’exploitation <strong>du</strong> réseau électrique.<br />
Son infrastructure repose sur différents supports : les liaisons fi<strong>la</strong>ires<br />
louées à un opérateur télécom, les liaisons hertziennes, privées ou<br />
louées à un opérateur télécom, les liaisons par courant porteur en ligne<br />
(CPL), les fibres optiques déployées sur le réseau public <strong>de</strong> transport, les<br />
liaisons radio en cours <strong>de</strong> renouvellement.<br />
Le réseau <strong>de</strong> sécurité permet aux agents <strong>de</strong>s différents niveaux <strong>de</strong><br />
con<strong>du</strong>ite (y compris les dispatchings étrangers <strong>de</strong>s GRT européens),<br />
d’échanger ordres et informations grâce au Système Téléphonique <strong>de</strong><br />
Sécurité (STS), constitué <strong>de</strong> p<strong>la</strong>tines téléphoniques installées dans les<br />
centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite et raccordées au réseau <strong>de</strong> transmission. Un<br />
prolongement <strong>de</strong> ce réseau permet <strong>de</strong> joindre les agents d’intervention<br />
dans certains postes électriques.<br />
Il permet en plus d’interconnecter les systèmes <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s<br />
différents niveaux. Des services à valeur ajoutée (routage, répétition,<br />
contrôle <strong>de</strong> flux, reprise automatique <strong>de</strong> service, surveil<strong>la</strong>nce <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
qualité et <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts), appelés services A<strong>RTE</strong>RE, sont supportés par<br />
les équipements terminaux <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> sécurité.<br />
Il garantit enfin l’acheminement <strong>de</strong>s signaux <strong>de</strong>stinés au fonctionnement<br />
<strong>de</strong>s protections sur les ouvrages électriques ou aux téléactions pilotées<br />
par <strong>de</strong>s automatismes locaux. À cet égard, le déploiement d’un Réseau<br />
<strong>de</strong> fibres optiques <strong>de</strong> Sécurité en Étoile (ROSE) offre une infrastructure<br />
adaptée à <strong>la</strong> sécurisation <strong>du</strong> réseau 400 kV alliant sélectivité et résistance<br />
aux perturbations atmosphériques.<br />
Le caractère vital pour l’exploitation <strong>du</strong> bon fonctionnement <strong>du</strong> réseau<br />
<strong>de</strong> sécurité implique <strong>la</strong> redondance <strong>de</strong>s voies <strong>de</strong> transmission sur le<br />
réseau <strong>de</strong> sécurité et l’absence <strong>de</strong> mo<strong>de</strong>s communs entre celles-ci. Ceci<br />
est assuré par l’utilisation <strong>de</strong> supports différents entre 2 points <strong>de</strong><br />
concentration avec doublement <strong>de</strong>s équipements <strong>de</strong> routage.<br />
117<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Architecture<br />
<strong>du</strong> système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
L’évolution <strong>de</strong> cette architecture s’effectue dans le cadre <strong>de</strong> schémas directeurs<br />
qui intègrent les nouveaux besoins fonctionnels et les contraintes <strong>de</strong><br />
renouvellement liées à l’obsolescence, chaque affaire étant ensuite gérée en<br />
mo<strong>de</strong> projet.<br />
118<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.5<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
3.5.4 LE SYSTÈME DE TÉLÉCONDUITE<br />
L’ensemble, moyens <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite - réseau <strong>de</strong> sécurité, constitue le<br />
"système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite". Celui-ci doit :<br />
• garantir l’observabilité <strong>du</strong> Système en fournissant aux opérateurs<br />
<strong>de</strong>s dispatchings et <strong>de</strong>s Groupements <strong>de</strong> Postes les moyens <strong>de</strong><br />
connaître, à tout moment, l'état <strong>de</strong>s transits, <strong>de</strong> <strong>la</strong> topologie et <strong>la</strong><br />
valeur <strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs électriques (fréquence et tension) caractéristiques<br />
<strong>du</strong> fonctionnement <strong>du</strong> Système. Cette observabilité doit<br />
maintenant prendre en compte les informations issues <strong>de</strong>s autres<br />
GRT européens qui permettent <strong>de</strong> gérer au mieux <strong>la</strong> complexité<br />
<strong>de</strong>s échanges tout en assurant <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong><br />
système électrique européen ;<br />
• garantir <strong>la</strong> commandabilité <strong>du</strong> Système en mettant à disposition<br />
<strong>de</strong>s opérateurs dans les centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite et <strong>de</strong>s automatismes<br />
dans les instal<strong>la</strong>tions, les moyens <strong>de</strong> maîtriser le fonctionnement<br />
<strong>de</strong>s ouvrages tant à travers <strong>la</strong> télécomman<strong>de</strong> <strong>de</strong>s organes <strong>de</strong> coupure<br />
permettant <strong>la</strong> répartition optimale <strong>de</strong>s transits qu’à travers le<br />
rég<strong>la</strong>ge centralisé automatique <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence et <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension.<br />
• alimenter en informations fiables les fonctions plus complexes<br />
d'analyse <strong>de</strong> sécurité qui permettent aux opérateurs <strong>de</strong> dispatching :<br />
- d'anticiper les conséquences sur les transits, <strong>la</strong> tension ou <strong>la</strong> stabilité<br />
<strong>du</strong> Système, d'événements tels que déclenchements d’ourages<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ou <strong>de</strong> transport, courts-circuits,<br />
- <strong>de</strong> préparer les actions palliatives.<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite est vital pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système. Aussi,<br />
<strong>de</strong>s dispositions sont-elles prises pour garantir <strong>la</strong> permanence <strong>de</strong>s<br />
fonctionnalités qui lui sont associées :<br />
• le réseau <strong>de</strong> sécurité est dédié à l’exploitation et, <strong>de</strong> ce fait, ses capacités<br />
ne peuvent être altérées par une saturation <strong>de</strong>s réseaux publics ;<br />
• chaque dispatching (national et régional) est doublé par un dispatching<br />
<strong>de</strong> repli raccordé au réseau <strong>de</strong> sécurité et équipé <strong>de</strong> moyens<br />
<strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite ;<br />
119<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le bon fonctionnement <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> sécurité<br />
est vital pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
Les voies <strong>de</strong> transmission utilisent<br />
<strong>de</strong>s supports différents.<br />
<strong>RTE</strong> - Circuits "bouchons" utilisés pour les télécommunications<br />
par courant porteur en ligne (CPL)<br />
120<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
3.5<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite<br />
• toutes les téléinformations sur les réseaux 400 et 225 kV et sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
acquises et traitées au dispatching national, le sont également<br />
par les dispatchings régionaux ;<br />
• toutes les téléinformations acquises et traitées au dispatching régional<br />
le sont aussi au groupement <strong>de</strong> postes pour <strong>la</strong> zone concernée ;<br />
• un recouvrement partiel <strong>de</strong>s zones d’observabilité entre dispatchings<br />
régionaux est assuré par <strong>la</strong> transmission mutuelle <strong>de</strong>s téléinformations<br />
d’anneau <strong>de</strong> gar<strong>de</strong> ;<br />
• le calcul et <strong>la</strong> diffusion <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge centralisé <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
sont garantis par une 3ème voie indépendante ;<br />
• le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite intègre, pour <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite en situation ten<strong>du</strong>e<br />
et en cas d’urgence, un système informatique spécifique <strong>de</strong><br />
transmission d’informations et d’ordres d’alerte et <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong><br />
avec acquits vers les utilisateurs <strong>du</strong> réseau, indépendant <strong>du</strong> réseau<br />
<strong>de</strong> sécurité ;<br />
• enfin, <strong>la</strong> garantie d’alimentation électrique <strong>de</strong>s équipements <strong>de</strong><br />
télécon<strong>du</strong>ite et <strong>de</strong> télécommunication <strong>de</strong>s dispatchings est assurée<br />
par <strong>de</strong>s sources externes indépendantes et internes (groupes diesel).<br />
121<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
SNET - Centrale E. Huchet<br />
Les performances <strong>de</strong> chacun <strong>de</strong>s composants<br />
<strong>du</strong> Système contribuent à <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> celui-ci.<br />
122<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
3<br />
Résumé<br />
Les dispositions prises dans le domaine matériel<br />
Les performances indivi<strong>du</strong>elles <strong>de</strong> chacun <strong>de</strong>s composants <strong>du</strong> Système<br />
contribuent <strong>de</strong> façon interdépendante à sa sûreté <strong>de</strong> fonctionnement.<br />
La performance d'un composant est déterminée à <strong>la</strong> conception<br />
compte tenu :<br />
- <strong>du</strong> service atten<strong>du</strong> <strong>du</strong> composant,<br />
- <strong>de</strong>s contraintes auxquelles il sera soumis en régime permanent et en<br />
régime perturbé.<br />
La performance <strong>de</strong> chaque composant doit être garantie à partir <strong>de</strong> sa<br />
mise en service et tout au long <strong>de</strong> sa <strong>du</strong>rée <strong>de</strong> vie ; ceci suppose :<br />
- <strong>de</strong>s essais <strong>de</strong> réception sur site menés avec rigueur,<br />
- <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> politiques <strong>de</strong> maintenance adaptées,<br />
- <strong>de</strong>s mo<strong>de</strong>s d'exploitation respectant les capacités <strong>de</strong>s matériels,<br />
- un REX performant sur le comportement <strong>de</strong>s matériels.<br />
Le respect <strong>de</strong>s performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s composants <strong>du</strong><br />
Système est essentiel pour garantir sa sûreté <strong>de</strong> fonctionnement.<br />
123<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
124<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
L’acteur, <strong>de</strong> par sa capacité <strong>de</strong> réflexion,<br />
est une source <strong>de</strong> progrès.
4<br />
Les dispositions prises<br />
dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
pour garantir <strong>la</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> Facteur Humain<br />
4.1.1 Les conditions d’une bonne contribution<br />
4.1.2 L‘influence <strong>du</strong> management<br />
4.1.3 La culture <strong>de</strong> sûreté<br />
4.2 La formation<br />
4.2.1 La formation au service <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
4.2.2 Formation à <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système<br />
4.2.3 Formation aux autres métiers <strong>de</strong> l’exploitation <strong>du</strong> Système<br />
4.3 La doctrine d’exploitation<br />
4.4 La mise sous assurance qualité <strong>de</strong>s activités<br />
4.5 Le retour d’expérience (REX)<br />
4.5.1 L’organisation <strong>du</strong> REX<br />
4.5.2 La c<strong>la</strong>ssification par gravité <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts<br />
4.5.3 Les enseignements tirés <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts<br />
125<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’acteur, <strong>de</strong> tout niveau, n’est pas seulement<br />
un facteur d’erreur, c’est aussi :<br />
• un facteur d’adaptation et d’optimisation,<br />
• un facteur <strong>de</strong> récupération<br />
et <strong>de</strong> compensation.<br />
C’est une source <strong>de</strong> progrès.<br />
126<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> facteur humain<br />
4.1.1 LES CONDITIONS D’UNE BONNE CONTRIBUTION<br />
Le facteur humain apparaît souvent d’entrée <strong>de</strong> jeu comme un sujet<br />
sensible, car il est vu comme le rapprochement entre les erreurs <strong>de</strong>s<br />
acteurs (erreurs dont on sait qu’elles font partie <strong>de</strong> <strong>la</strong> nature humaine) et<br />
les conséquences parfois graves qui peuvent en découler. En fait, le<br />
facteur humain renvoie à un ensemble <strong>de</strong> phénomènes agissant sur <strong>la</strong><br />
sûreté à travers <strong>la</strong> contribution <strong>de</strong>s acteurs humains. Cette contribution<br />
doit être prise au sens <strong>la</strong>rge : opérationnelle pour les acteurs <strong>de</strong> terrain,<br />
technique et scientifique pour les experts, et technico-managériale pour<br />
les managers.<br />
On peut dégager trois caractéristiques fondamentales dans <strong>la</strong> contribution<br />
<strong>de</strong> l’homme à <strong>la</strong> sûreté.<br />
C’est un facteur d’adaptation et d’optimisation. Les mo<strong>de</strong>s opératoires<br />
et le cadre <strong>de</strong> l’assurance <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité (voir § 4.4) sont rarement<br />
suffisamment étudiés et détaillés pour permettre <strong>de</strong> prendre en compte<br />
toutes les particu<strong>la</strong>rités d’une situation telle qu’elle peut se présenter. Ils<br />
constituent un gui<strong>de</strong> plus ou moins détaillé et plus ou moins précis qu’il<br />
faut appliquer <strong>de</strong> façon fidèle, mais intelligente ; c’est-à-dire en intégrant<br />
ce qui est requis dans le contexte réel <strong>du</strong> moment (adaptation) et en<br />
cherchant à faire au plus efficace dans <strong>la</strong> marge <strong>de</strong> liberté qui existe telle<br />
que l’application est définie (optimisation).<br />
C’est un facteur <strong>de</strong> récupération ou <strong>de</strong> compensation. Les équipements<br />
peuvent présenter <strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces. Certaines d’entre elles peuvent être<br />
prises en charge et compensées par les acteurs. Dans ce cas, le facteur<br />
humain est facteur d’amélioration ou <strong>de</strong> compensation <strong>de</strong> <strong>la</strong> fiabilité<br />
technique.<br />
C’est un facteur <strong>de</strong> "défiabilité". Le facteur humain a un certain taux <strong>de</strong><br />
défail<strong>la</strong>nce et par là il minore <strong>la</strong> fiabilité technique <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions. Le<br />
transport aérien exprime cette idée en disant qu’il constate "<strong>de</strong>s<br />
acci<strong>de</strong>nts avec <strong>de</strong>s avions en bon état pour voler".<br />
La bonne prise en compte <strong>du</strong> facteur humain doit intégrer cet ensemble<br />
<strong>de</strong> caractéristiques et ne pas se limiter seulement à <strong>la</strong> défiabilité <strong>du</strong>e aux<br />
acteurs.<br />
127<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Manager le facteur humain c’est :<br />
Affecter aux postes <strong>de</strong>s personnels<br />
compétents et les former à leur nouvelle activité<br />
Suivre en permanence l’adéquation<br />
compétences / exigences<br />
Mettre en p<strong>la</strong>ce les moyens nécessaires<br />
en personnel<br />
Définir et faire connaître les références<br />
opératoires<br />
Établir un management <strong>de</strong> proximité au quotidien<br />
assurant :<br />
- l’organisation <strong>du</strong> compagnonnage<br />
pour les personnels prenant un poste<br />
nouveau<br />
- <strong>la</strong> liaison entre les équipes<br />
- l’animation <strong>du</strong> REX<br />
D’une manière générale, le management<br />
<strong>du</strong> facteur humain vise à susciter l’adhésion<br />
et <strong>la</strong> motivation <strong>de</strong>s acteurs.<br />
128<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> facteur humain<br />
L’axiome fondamental <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> <strong>la</strong> contribution <strong>de</strong> l’homme à <strong>la</strong> sûreté<br />
et à <strong>la</strong> qualité (au sens <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> réalisation d’une tâche) est<br />
l’adéquation entre les compétences et les exigences <strong>de</strong> l’activité. La<br />
compétence englobe les connaissances scientifiques et techniques <strong>de</strong><br />
fond, <strong>la</strong> capacité à bien les mettre en œuvre dans le contexte <strong>de</strong> l’activité<br />
(expérience technique), l’expérience <strong>de</strong> <strong>la</strong> pratique suffisamment<br />
prolongée d’une activité dans un contexte donné (expérience professionnelle)<br />
et enfin <strong>la</strong> mise en application <strong>de</strong> métho<strong>de</strong>s <strong>de</strong> travail réfléchies,<br />
organisées et rigoureuses qui permettent un maximum <strong>de</strong><br />
détection et <strong>de</strong> correction d’erreurs en cours d’activité.<br />
L’exercice d’une activité dans <strong>de</strong>s conditions sûres et performantes<br />
requiert également <strong>de</strong>s aptitu<strong>de</strong>s particulières telles que <strong>la</strong> capacité<br />
d’abstraction, <strong>la</strong> capacité à traiter correctement plusieurs actions simultanées,<br />
l’organisation personnelle, <strong>la</strong> capacité <strong>de</strong> concentration, <strong>la</strong><br />
résistance momentanée à <strong>la</strong> pression ou au stress, … et d’autres qu’il faut<br />
inventorier selon les caractéristiques <strong>de</strong>s activités et <strong>de</strong> leur contexte.<br />
4.1.2 L’INFLUENCE DU MANAGEMENT<br />
L’action et le comportement <strong>de</strong>s êtres humains sont guidés par <strong>de</strong>s "références"<br />
: références culturelles (croyances, valeurs, us et coutumes,<br />
conventions sociales, …), références techniques et professionnelles<br />
(l’expérience, les règles <strong>de</strong> l’art, les consensus sur les pratiques<br />
reconnues, …) et références spécifiques à l’activité en cours (règles <strong>de</strong><br />
sécurité ou <strong>de</strong> sûreté, modalités opératoires imposées ou recommandées,<br />
…). L’opérateur en action recourt (même intuitivement) à<br />
toutes ces références pour agir afin <strong>de</strong> faire évoluer <strong>la</strong> situation qu’il a en<br />
main selon l’objectif fixé ou jugé comme satisfaisant par rapport à ce qui<br />
est atten<strong>du</strong>. L’homme est un intégrateur <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s références à<br />
sa portée et un transformateur (adaptation, optimisation) et pas<br />
seulement un applicateur <strong>de</strong> mo<strong>de</strong>s opératoires, transparent, sans<br />
valeur ajoutée ni distorsion.<br />
Le "management <strong>du</strong> facteur humain" consiste à prendre en charge ces<br />
différentes données (cf. page ci-contre).<br />
129<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Travaux sous tension sur une ligne 400 kV<br />
Les progrès dans <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système passent par <strong>la</strong> prise<br />
en compte <strong>du</strong> facteur humain.<br />
130<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> facteur humain<br />
4.1.3 LA CULTURE DE SÛRETÉ<br />
Des travaux sur l’importance <strong>de</strong> <strong>la</strong> "culture <strong>de</strong> Sûreté" ont été réalisés par<br />
un groupe d’experts suite à l’acci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> <strong>la</strong> centrale <strong>de</strong> Tchernobyl en<br />
Ukraine, en avril 1986, et ont con<strong>du</strong>it à définir cette notion comme :<br />
"L’ensemble <strong>de</strong>s caractéristiques et <strong>de</strong>s attitu<strong>de</strong>s qui, dans un organisme<br />
et chez les indivi<strong>du</strong>s, font que les questions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong><br />
sûreté bénéficient, en priorité, <strong>de</strong> l’attention qu’elles méritent en<br />
raison <strong>de</strong> leur importance."<br />
Cette définition reste pertinente dans le domaine <strong>de</strong>s systèmes électriques.<br />
La sûreté <strong>du</strong> Système repose à <strong>la</strong> fois sur <strong>de</strong>s prescriptions et sur les<br />
attitu<strong>de</strong>s <strong>de</strong>s acteurs, elles-mêmes conditionnées par les orientations<br />
définies par <strong>la</strong> nature même <strong>du</strong> management. La culture <strong>de</strong> sûreté est<br />
donc un état d'esprit par rapport à <strong>la</strong> sûreté : <strong>la</strong> valeur qu'on lui accor<strong>de</strong>,<br />
<strong>la</strong> priorité qu'on lui donne, l'intérêt qu'on lui porte.<br />
En d'autres termes, <strong>la</strong> culture <strong>de</strong> sûreté n'est pas uniquement une<br />
question <strong>de</strong> professionnalisme et <strong>de</strong> rigueur personnelle mais elle est<br />
liée aux comportements.<br />
Or, les comportements dépen<strong>de</strong>nt <strong>de</strong>s interactions <strong>de</strong> chacun avec les<br />
autres. La culture <strong>de</strong> sûreté repose sur <strong>de</strong>ux grands niveaux :<br />
• le niveau <strong>de</strong>s dirigeants et <strong>du</strong> management,<br />
• le niveau <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s.<br />
Les dirigeants et les managers <strong>de</strong> tous niveaux doivent créer, par les actes<br />
concrets qui relèvent <strong>de</strong> leur responsabilité, les conditions qui favorisent<br />
<strong>de</strong>s comportements responsables <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s. Leur engagement en<br />
faveur <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté doit être c<strong>la</strong>ir et exprimé publiquement.<br />
Les indivi<strong>du</strong>s manifestent leur sens <strong>de</strong>s responsabilités par leur attitu<strong>de</strong><br />
engagée en faveur <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté : rigueur, capacité à s'interroger, circu<strong>la</strong>tion<br />
<strong>de</strong> l'information.<br />
La culture <strong>de</strong> sûreté ne se développe que si chaque niveau remplit les<br />
exigences liées à ses propres responsabilités.<br />
131<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Culture <strong>de</strong> sûreté<br />
Attitu<strong>de</strong><br />
interrogative<br />
Définition <strong>de</strong>s<br />
responsabilités<br />
Engagement<br />
<strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s<br />
Démarche<br />
rigoureuse<br />
et pru<strong>de</strong>nte<br />
É<strong>la</strong>boration<br />
et contrôle<br />
<strong>de</strong>s procé<strong>du</strong>res<br />
Communication<br />
Qualification<br />
et formation<br />
Engagement<br />
<strong>de</strong>s directeurs<br />
Récompenses<br />
et sanctions<br />
Audit<br />
examen et<br />
comparaison<br />
Engagement<br />
<strong>de</strong>s dirigeants<br />
nationaux<br />
Déc<strong>la</strong>ration<br />
<strong>de</strong> politique<br />
<strong>de</strong> sûreté<br />
Structures<br />
<strong>de</strong> direction<br />
Attribution<br />
<strong>de</strong>s ressources<br />
Structure<br />
<strong>de</strong> contrôle<br />
132<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> facteur humain<br />
L’engagement <strong>de</strong>s dirigeants<br />
Les dirigeants nationaux doivent :<br />
• définir une politique qui donne les orientations au personnel, expose<br />
les enjeux et les objectifs <strong>de</strong> l'entreprise et manifeste l'engagement<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> direction à l'égard <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté ;<br />
• définir les responsabilités en matière <strong>de</strong> sûreté ;<br />
• désigner <strong>de</strong>s services indépendants <strong>de</strong> <strong>la</strong> structure hiérarchique,<br />
chargés <strong>de</strong> surveiller les activités en matière <strong>de</strong> sûreté ;<br />
• consacrer un personnel suffisant et compétent aux tâches liées à <strong>la</strong><br />
sûreté.<br />
Les directeurs doivent :<br />
• définir les responsabilités ;<br />
• définir et contrôler les métho<strong>de</strong>s <strong>de</strong> travail ;<br />
• veiller à ce que le personnel soit formé et qualifié ;<br />
• encourager les attitu<strong>de</strong>s louables en matière <strong>de</strong> sûreté et définir <strong>de</strong>s<br />
sanctions en cas d'attitu<strong>de</strong>s préjudiciables à <strong>la</strong> sûreté ;<br />
• mettre en œuvre <strong>de</strong>s audits, examens, comparaisons qui vont au<strong>de</strong>là<br />
<strong>de</strong>s mesures <strong>de</strong> l'assurance qualité.<br />
L’engagement <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s<br />
En ce qui concerne les indivi<strong>du</strong>s, <strong>la</strong> recherche <strong>de</strong> l'excellence pour toutes<br />
les questions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système doit se tra<strong>du</strong>ire par :<br />
• une attitu<strong>de</strong> d’interrogation systématique, le refus <strong>de</strong> se contenter<br />
<strong>de</strong>s résultats acquis, le dépassement <strong>de</strong> l'application formelle <strong>de</strong>s<br />
prescriptions, <strong>la</strong> conscience <strong>de</strong> <strong>la</strong> finalité <strong>de</strong>s actions ;<br />
• <strong>la</strong> pru<strong>de</strong>nce et <strong>la</strong> rigueur, l'exigence <strong>de</strong> soi, <strong>la</strong> qualité et <strong>la</strong> fiabilité <strong>du</strong><br />
geste, <strong>la</strong> responsabilité indivi<strong>du</strong>elle ;<br />
• le soin apporté à <strong>la</strong> communication et à <strong>la</strong> transparence, à <strong>la</strong> détection<br />
<strong>de</strong>s erreurs ou aléas, au retour d'expérience.<br />
Ceci est vrai pour tous les niveaux hiérarchiques, pour tous les agents,<br />
pour tous les métiers, pour les intervenants extérieurs.<br />
133<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Prendre le temps <strong>de</strong> se former<br />
pour maîtriser <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
<strong>RTE</strong> - Séance d’entraînement <strong>de</strong>s dispatchers sur simu<strong>la</strong>teur<br />
134<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.2 La formation<br />
4.2.1 LA FORMATION AU SERVICE DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME<br />
Pour garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système, toutes les activités "sensibles"<br />
doivent être confiées à <strong>de</strong>s professionnels qualifiés ayant reçu une<br />
formation adaptée. L’adéquation entre les compétences <strong>de</strong>s intervenants<br />
et les exigences propres à une activité constitue un point fondamental<br />
qui conditionne <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> <strong>la</strong> contribution <strong>de</strong> l’homme à <strong>la</strong> sûreté (cf. §<br />
4.1). Ainsi, dans chaque filière et pour chaque métier, <strong>de</strong>s cursus types <strong>de</strong><br />
formation sont définis. À partir <strong>de</strong> ces cadres <strong>de</strong> référence, <strong>de</strong>s p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong><br />
formation indivi<strong>du</strong>els sont décidés pour amener chacun <strong>de</strong>s acteurs<br />
concernés au niveau <strong>de</strong> compétence requis.<br />
4.2.2 FORMATION À LA CONDUITE DU SYSTÈME<br />
L’organisation<br />
Dans le domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système, l’organisation <strong>de</strong> <strong>la</strong> formation<br />
repose sur <strong>de</strong>s "schémas directeurs <strong>de</strong> <strong>la</strong> formation" régulièrement<br />
mis à jour qui i<strong>de</strong>ntifient, pour chacun <strong>de</strong>s métiers concernés, le<br />
référentiel <strong>de</strong> compétence et les mo<strong>du</strong>les <strong>de</strong> formation correspondants.<br />
Le référentiel <strong>de</strong> compétence distingue trois niveaux <strong>de</strong> professionnalisme<br />
avec à chaque fois une formation dédiée :<br />
• Niveau 1 : "dispatcher débutant" (formation initiale),<br />
• Niveau 2 : "dispatcher confirmé" (perfectionnement).<br />
• Au-<strong>de</strong>là <strong>du</strong> niveau 2 : le niveau d'expertise croît (maintien et développement<br />
<strong>de</strong>s compétences).<br />
La formation est organisée autour :<br />
- <strong>de</strong> mo<strong>du</strong>les d’enseignement centralisés et décentralisés ;<br />
- <strong>de</strong> pério<strong>de</strong>s d’apprentissage "en doublure" pour <strong>la</strong> formation initiale ;<br />
- <strong>de</strong> séances d’entraînement sur simu<strong>la</strong>teur en centralisé et sur site.<br />
Les mo<strong>du</strong>les d’enseignement<br />
La formation centralisée est axée sur les fondamentaux <strong>du</strong> métier ainsi<br />
que sur les aspects stratégiques <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système. Elle contribue<br />
à développer une culture commune CNES / URSE indispensable à<br />
<strong>la</strong> maîtrise <strong>du</strong> Système. Elle est réalisée par <strong>de</strong>s formateurs expérimentés<br />
ayant une vision <strong>la</strong>rge <strong>du</strong> Système et <strong>de</strong>s principes <strong>de</strong> son<br />
135<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Cursus type <strong>de</strong> <strong>la</strong> formation<br />
initiale <strong>du</strong> dispatcher<br />
Phase n° 1<br />
Acquisition <strong>de</strong>s prérequis (2 semaines)<br />
Prendre contact avec son environnement<br />
Phase n° 2<br />
Formation centralisée <strong>de</strong> 4 semaines<br />
et évaluation <strong>de</strong>s acquis<br />
Connaître et savoir appliquer les principes<br />
<strong>de</strong> base <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système<br />
Phase n° 3<br />
Formation locale et apprentissage en doublure<br />
<strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 12 semaines<br />
Connaître et savoir con<strong>du</strong>ire le réseau<br />
sous sa responsabilité future<br />
Phase n° 4<br />
Évaluation <strong>de</strong>s acquis / habilitation<br />
Faire <strong>la</strong> preuve <strong>de</strong> ses capacités<br />
sur un ensemble <strong>de</strong> simu<strong>la</strong>tions<br />
Phase n° 5<br />
Exercice <strong>de</strong> l’activité <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
6 à 14 mois<br />
Exercer <strong>la</strong> responsabilité <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite<br />
Phase n° 6<br />
Formation centralisée <strong>de</strong> 2 semaines<br />
Perfectionnement - Évaluation <strong>de</strong>s acquis<br />
136<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.2 La formation<br />
organisation et <strong>de</strong> son fonctionnement. Elle s’appuie sur un simu<strong>la</strong>teur<br />
<strong>de</strong> réseau dédié à <strong>la</strong> formation.<br />
La formation décentralisée est axée sur <strong>la</strong> validation <strong>de</strong>s acquis et sur <strong>la</strong><br />
maîtrise <strong>de</strong>s phénomènes sur le réseau régional sous <strong>la</strong> responsabilité <strong>du</strong><br />
dispatcher. Elle est assurée par <strong>de</strong>s formateurs nommés au sein <strong>de</strong>s Unités<br />
Système Électrique et s’appuie sur une pédagogie basée sur <strong>de</strong>s situations<br />
vécues au niveau régional. Elle fait <strong>la</strong>rgement appel à un simu<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> site,<br />
permettant <strong>de</strong> simuler le comportement <strong>du</strong> réseau régional à partir <strong>de</strong><br />
situations temps réel extraites <strong>du</strong> système <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite.<br />
L’apprentissage "en doublure"<br />
La pério<strong>de</strong> <strong>de</strong> doublure est faite pour apprendre à exploiter avec les composants<br />
<strong>du</strong> temps réel et <strong>de</strong> vérifier dans quelle mesure les capacités acquises<br />
en formation sont tra<strong>du</strong>ites en comportements professionnels dans<br />
les situations <strong>de</strong> travail. Elle permet d’évaluer en temps réel un certain<br />
nombre <strong>de</strong> compétences qui n’ont jamais été abordées auparavant, ou<br />
d’autres qui ont été uniquement validées sur simu<strong>la</strong>teur.<br />
Les outils <strong>de</strong> simu<strong>la</strong>tion<br />
L’efficacité <strong>de</strong>s opérateurs <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite face à <strong>de</strong>s situations <strong>de</strong> réseau<br />
perturbées ou à un inci<strong>de</strong>nt généralisé repose, en gran<strong>de</strong> partie, sur<br />
l’expérience acquise dans <strong>de</strong>s circonstances analogues. Ces gran<strong>de</strong>s<br />
perturbations sont fort heureusement rares mais ceci <strong>de</strong>man<strong>de</strong> <strong>de</strong><br />
compléter le petit nombre d’expériences réelles par <strong>de</strong>s séances<br />
d’entraînement sur simu<strong>la</strong>teur. Il existe actuellement <strong>de</strong>ux types d’outils<br />
<strong>de</strong> simu<strong>la</strong>tion utilisés <strong>de</strong> façon complémentaire :<br />
• le simu<strong>la</strong>teur national d’entraînement <strong>de</strong>s dispatchers, installé au<br />
centre <strong>de</strong> formation national, qui permet <strong>de</strong> repro<strong>du</strong>ire les situations<br />
d’exploitation normales et perturbées sur le réseau national et<br />
sur un "réseau école régional" représentant les principales spécificités<br />
<strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s régions ;<br />
• <strong>de</strong>s simu<strong>la</strong>teurs sur site, présents dans chacune <strong>de</strong>s URSE et au<br />
CNES, qui permettent <strong>de</strong> traiter <strong>de</strong>s situations d’inci<strong>de</strong>nts réels<br />
repro<strong>du</strong>ites, à l’échelon régional ou national, à partir <strong>de</strong> données<br />
temps réel archivées dans l’outil <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite.<br />
137<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
De nombreux métiers<br />
contribuent à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
<strong>RTE</strong> - Intervention sur <strong>la</strong> basse tension<br />
138<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.2 La formation<br />
4.2.3 FORMATION AUX AUTRES MÉTIERS DE L’EXPLOITATION DU SYSTÉME<br />
Concernant <strong>la</strong> formation centralisée à l'exploitation <strong>du</strong> système<br />
électrique, <strong>RTE</strong> a mis en p<strong>la</strong>ce, dans le cadre <strong>de</strong> <strong>la</strong> rénovation <strong>de</strong> son<br />
système <strong>de</strong> formation engagée en 2001, un cursus spécifique s'adressant<br />
au domaine <strong>de</strong> <strong>la</strong> gestion prévisionnelle. La formation à ce métier<br />
comprend un stage initial "Exploiter le système électrique vu <strong>du</strong><br />
prévisionnel", une session "Réaliser une étu<strong>de</strong> élémentaire pour<br />
exploiter le système" et un stage "Optimisation <strong>de</strong> l'équilibre offre<strong>de</strong>man<strong>de</strong>"<br />
plus spécialement axé sur <strong>la</strong> gestion <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
De leur côté, les métiers concourant à l'exploitation <strong>de</strong>s ouvrages <strong>de</strong><br />
transport sont également concernés dans beaucoup <strong>de</strong> leurs activités<br />
par <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système. Un grand nombre <strong>de</strong><br />
sessions <strong>de</strong> formation s'adressant à ces exploitants contribuent <strong>de</strong> façon<br />
directe ou indirecte à <strong>la</strong> sûreté. Il est difficile <strong>de</strong> citer ici toutes ces<br />
formations, mais on peut citer, à titre d'exemple, tout ce qui relève <strong>du</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s protections contre les courts-circuits, <strong>du</strong> contrôlecomman<strong>de</strong>,<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> télécon<strong>du</strong>ite, <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> communication, <strong>de</strong><br />
l'ingénierie et <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance <strong>de</strong>s ouvrages à haute tension, <strong>de</strong><br />
l'exploitation.<br />
139<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La doctrine d’exploitation sert <strong>de</strong> cadre<br />
à <strong>la</strong> rédaction <strong>de</strong>s consignes.<br />
Dans toutes les entités, les consignes<br />
d’exploitation gui<strong>de</strong>nt les personnels<br />
<strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong> manière à assurer <strong>de</strong>s prises<br />
<strong>de</strong> décision fondées, cohérentes et rapi<strong>de</strong>s.<br />
<strong>RTE</strong> - PCG / PEXI <strong>de</strong> Dronnière<br />
140<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.3 La doctrine d’exploitation<br />
La doctrine d’exploitation <strong>du</strong> système électrique contient l’ensemble <strong>de</strong>s<br />
textes prescriptifs <strong>de</strong>stinés à ses exploitants.<br />
La doctrine d'exploitation <strong>du</strong> système électrique exprime formellement les<br />
principes suivis dans l'exploitation,<strong>de</strong>puis <strong>la</strong> gestion prévisionnelle jusqu'à <strong>la</strong><br />
con<strong>du</strong>ite en temps réel et le retour d’expérience.<br />
Elle sert <strong>de</strong> cadre <strong>de</strong> référence pour l'établissement <strong>de</strong>s consignes, qui sont<br />
les gui<strong>de</strong>s opératoires directement utilisables par le personnel <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite.<br />
Un ensemble <strong>de</strong> règles d'exploitation c<strong>la</strong>ires et complètes, fixant les éléments<br />
à prendre en compte, les critères à appliquer, les objectifs à respecter et les<br />
domaines <strong>de</strong> responsabilité <strong>de</strong>s divers intervenants est une condition<br />
indispensable pour assurer <strong>de</strong>s prises <strong>de</strong> décision fondées et cohérentes<br />
mais aussi rapi<strong>de</strong>s.<br />
La doctrine d'exploitation fixe en particulier les dispositions qui sont directement<br />
liées au niveau <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement visé en décrivant :<br />
- les aléas à considérer, qui sont généralement ceux pris en compte dans le<br />
dimensionnement <strong>du</strong> Système : <strong>la</strong> perte d'un élément simple, le "N-1" est<br />
par exemple un critère minimal <strong>la</strong>rgement répan<strong>du</strong>, même s'il tend<br />
aujourd'hui à être mo<strong>du</strong>lé en fonction <strong>de</strong>s conditions réelles d'exploitation<br />
(conditions atmosphériques, en particulier) qui peuvent con<strong>du</strong>ire à<br />
prendre en compte <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> plus d'un élément ;<br />
- les conséquences tolérées <strong>de</strong> ces aléas (sur l'alimentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle,<br />
par exemple) ;<br />
- le dimensionnement <strong>de</strong>s marges ou réserves à constituer pour faire face à<br />
ces aléas ;<br />
- les actions à mettre en œuvre pour maintenir le niveau <strong>de</strong> sûreté recherché<br />
ou pour réagir à l'aléa lorsqu'il survient.<br />
On peut citer ici les règles traitant <strong>de</strong> <strong>la</strong> sécurité à respecter vis-à-vis <strong>de</strong>s pertes<br />
d'ouvrages, <strong>de</strong>s marges <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension, <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence, <strong>de</strong> <strong>la</strong> stabilité <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong><br />
délestage, <strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau suite à un inci<strong>de</strong>nt généralisé, …<br />
La doctrine d’exploitation doit être cohérente avec les documents réglementaires<br />
"amont" (cahier <strong>de</strong>s charges <strong>du</strong> RPT, décrets et arrêtés impactant le<br />
système électrique et son exploitation) et avec le cadre contractuel liant <strong>RTE</strong><br />
et les utilisateurs <strong>du</strong> réseau.<br />
141<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
142<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
CNR - Centrale hydroélectrique <strong>de</strong> Génissiat
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.4 La mise sous assurance qualité <strong>de</strong>s activités<br />
La mise en œuvre <strong>du</strong> Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité repose sur le<br />
principe d’amélioration continu <strong>de</strong>s activités : P<strong>la</strong>nifier, Faire, Vérifier,<br />
Améliorer.<br />
P<strong>la</strong>nifier :<br />
Les actions préétablies consistent à apporter une réponse à <strong>de</strong>s<br />
questions <strong>du</strong> type :<br />
• Quelles sont les exigences <strong>de</strong> qualité <strong>de</strong> l’activité ?<br />
• Quelles sont les attentes <strong>de</strong>s clients <strong>de</strong> l’entreprise ? <strong>de</strong>s bénéficiaires ?<br />
<strong>de</strong>s autres parties intéressées ?<br />
• Que faire, comment faire, pour obtenir <strong>la</strong> conformité aux exigences ?<br />
• Quelles sont les anomalies qui ne permettraient pas d’être conforme<br />
aux exigences ?<br />
• Quels sont les moyens préétablis nécessaires pour limiter autant<br />
que possible les anomalies ?<br />
• Quels documents faut-il é<strong>la</strong>borer avant réalisation pour donner<br />
confiance dans l’obtention <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité requise ?<br />
• Quelles vérifications préétablies faut-il mettre en œuvre pour s’assurer<br />
que les exigences sont toujours satisfaites ?<br />
• Quelles actions faut-il engager lorsqu’un écart par rapport aux exigences<br />
est détecté ?<br />
143<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Avertissement<br />
Intervenir en maîtrisant les risques<br />
vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
EDF - Intervention à <strong>la</strong> Centrale <strong>de</strong> Montézic<br />
144<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.4 La mise sous assurance qualité <strong>de</strong>s activités<br />
Faire :<br />
Le Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité con<strong>du</strong>it ainsi à mettre en œuvre,<br />
en tant que <strong>de</strong> besoin, <strong>de</strong>s documents faisant apparaître les points clés et les<br />
précautions à prendre pour une activité. Ces documents peuvent prendre<br />
<strong>de</strong>s formes diverses al<strong>la</strong>nt <strong>de</strong> <strong>la</strong> simple "check-list" à <strong>la</strong> procé<strong>du</strong>re détaillée<br />
nécessaire aux opérations complexes et peu usuelles.<br />
Vérifier :<br />
Des contrôles adaptés, réalisés par l’acteur lui-même (auto contrôle) ou<br />
par une autre personne, permettent <strong>de</strong> s’assurer que les points<br />
importants <strong>de</strong> l’activité ont été réalisés correctement.<br />
Améliorer :<br />
Des enregistrements sont établis pour assurer <strong>la</strong> traçabilité <strong>de</strong> l’activité et<br />
mémoriser, quand c’est nécessaire, les résultats <strong>de</strong>s contrôles et le<br />
traitement <strong>de</strong>s écarts éventuels. Ces documents répon<strong>de</strong>nt au besoin<br />
d’amélioration continue <strong>de</strong>s performances <strong>de</strong> l’entreprise.<br />
L’activité professionnelle est faite d’une multitu<strong>de</strong> <strong>de</strong> décisions et <strong>de</strong> gestes<br />
qui ne peuvent tous être prédéfinis par le Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
Qualité. Le professionnalisme <strong>de</strong>s acteurs représente :<br />
• <strong>la</strong> manière dont les éléments <strong>du</strong> système qualité sont intégrés,<br />
• <strong>la</strong> prolongation <strong>du</strong> Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité dans les<br />
actes qui ne sont pas spécifiés dans le détail,<br />
• un corps <strong>de</strong> compétences, d’expériences, <strong>de</strong> métho<strong>de</strong>s, <strong>de</strong> règles <strong>de</strong><br />
l’art, <strong>de</strong> conventions, ... sans lequel un Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> Qualité ne pourrait être efficace.<br />
145<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> est certifié ISO 9001 : 2000<br />
pour l’ensemble <strong>de</strong> ses activités.<br />
<strong>RTE</strong> - Travaux sous tension sur une ligne THT<br />
(remp<strong>la</strong>cement d’une chaîne d’iso<strong>la</strong>teurs)<br />
146<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.4 La mise sous assurance qualité <strong>de</strong>s activités<br />
La mise en p<strong>la</strong>ce d’un Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité, même si<br />
elle con<strong>du</strong>it parfois à un certain alourdissement <strong>de</strong> <strong>la</strong> tâche, permet à<br />
l’acteur <strong>de</strong> disposer pour lui-même <strong>de</strong> <strong>la</strong> garantie que son activité a été<br />
correctement exécutée et d’en apporter <strong>la</strong> preuve à ceux auxquels il<br />
<strong>de</strong>stine son travail.<br />
Certification ISO 9001 V 2000<br />
Le retour d’expérience effectué sur les événements Système significatifs<br />
(ESS - cf. § 4.5.2) avait permis, dans les années 90, d’i<strong>de</strong>ntifier les activités<br />
à fort risque pour <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système électrique<br />
dont il était vital d’assurer une plus gran<strong>de</strong> maîtrise ; ces activités avaient<br />
alors été mises sous assurance qualité.<br />
En 2000, à l’occasion <strong>de</strong> <strong>la</strong> publication <strong>de</strong> <strong>la</strong> version V 2000 <strong>de</strong> <strong>la</strong> norme<br />
ISO 9001, <strong>RTE</strong> a souhaité mettre en p<strong>la</strong>ce un Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> Qualité portant sur <strong>la</strong> totalité <strong>de</strong> ses activités et lui permettant, en<br />
particulier, <strong>de</strong> s’assurer <strong>du</strong> respect <strong>de</strong>s exigences en matière <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong><br />
fonctionnement <strong>du</strong> Système.<br />
<strong>RTE</strong> a mené avec succès <strong>la</strong> démarche <strong>de</strong> certification globale, ponctuée<br />
en juin 2003 par l’obtention pour l’ensemble <strong>de</strong> ses activités <strong>du</strong> certificat<br />
ISO 9001 : 2000.<br />
Dans ce contexte, <strong>RTE</strong> s’est engagé formellement à mettre ses clients<br />
pro<strong>du</strong>cteurs, distributeurs, grands consommateurs et intermédiaires, au<br />
cœur <strong>de</strong> ses préoccupations et <strong>de</strong> sa culture (politique "Qualité", cf.<br />
annexe A.2.2), mais aussi à développer <strong>la</strong> culture <strong>de</strong> sûreté et à<br />
maintenir le niveau <strong>de</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique (politique "Sûreté",<br />
cf. annexe A.2.1).<br />
147<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Faire <strong>du</strong> retour d’expérience c’est :<br />
• s’assurer qu’un événement non atten<strong>du</strong>,<br />
qui s’est déjà pro<strong>du</strong>it, ne se repro<strong>du</strong>ira pas ;<br />
• éviter qu’une situation indésirable n’arrive<br />
(en détectant les précurseurs) ;<br />
•promouvoir les bonnes pratiques<br />
pour s’améliorer.<br />
148<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le retour d’expérience (REX)<br />
4.5.1 L’ORGANISATION DU REX<br />
4.5.1.1 Un moteur <strong>de</strong> progrès<br />
L’exploitation quotidienne <strong>du</strong> système électrique est faite d’une<br />
multitu<strong>de</strong> d’activités dont beaucoup concernent sa sûreté <strong>de</strong><br />
fonctionnement. La réalisation <strong>de</strong> ces activités permet d’accumuler <strong>de</strong><br />
l’expérience.<br />
Celle-ci est complétée par le vécu d’événements fortuits qui <strong>de</strong>man<strong>de</strong>nt<br />
<strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> mesures appropriées pour les maîtriser.<br />
Le retour d’expérience, qui consiste à exploiter, <strong>de</strong> manière organisée,<br />
les forces et les faiblesses <strong>de</strong> toutes ces activités ou <strong>du</strong> fonctionnement<br />
<strong>du</strong> Système, permet d’en améliorer <strong>la</strong> performance en continu.<br />
Le retour d’expérience constitue un moteur essentiel <strong>de</strong> progrès en<br />
matière <strong>de</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique.<br />
Le retour d’expérience repose sur trois étapes clés :<br />
• <strong>la</strong> détection et l’i<strong>de</strong>ntification <strong>de</strong>s événements,<br />
• l’analyse <strong>de</strong>s événements et l’é<strong>la</strong>boration <strong>de</strong>s actions correctives,<br />
• <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong>s actions correctives et le contrôle <strong>de</strong> leur efficacité.<br />
La détection <strong>de</strong>s événements susceptibles d’être porteurs d’enseignements<br />
pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système est une étape essentielle puisqu’elle<br />
constitue <strong>la</strong> source même <strong>du</strong> REX. La grille <strong>de</strong> c<strong>la</strong>ssification <strong>de</strong>s<br />
événements Système significatifs (ESS - cf. § 4.5.2) est une référence qui<br />
doit permettre <strong>de</strong> traiter, avec le niveau d’importance qui convient, tout<br />
événement qui affecte le fonctionnement <strong>du</strong> système électrique.<br />
Ensuite, l’analyse doit être menée sans comp<strong>la</strong>isance et sans a priori,<br />
avec l’ensemble <strong>de</strong>s acteurs concernés. Une dimension fondamentale :<br />
qui est mieux p<strong>la</strong>cé pour mener les analyses que ceux qui ont vécu <strong>la</strong><br />
situation ?<br />
149<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le champ couvert par les analyses<br />
doit être le plus <strong>la</strong>rge possible.<br />
• Toutes les activités sont concernées<br />
<strong>de</strong>puis <strong>la</strong> préparation <strong>de</strong> l’exploitation<br />
jusqu’à <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong> service,<br />
en passant par <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite temps réel<br />
et <strong>la</strong> maintenance.<br />
• Tous les acteurs qui concourent <strong>de</strong> près ou <strong>de</strong> loin<br />
à <strong>la</strong> bonne marche <strong>du</strong> Système sont concernés :<br />
opérateurs en charge <strong>de</strong> l’exploitation<br />
et <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système,<br />
ou <strong>de</strong> l’exploitation et <strong>de</strong> <strong>la</strong> maintenance<br />
<strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> transport, <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction,<br />
<strong>de</strong> distribution, <strong>de</strong> consommation, …<br />
• Tous les matériels ou fonctions sensibles<br />
pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système sont concernés.<br />
150<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
L’analyse permet <strong>de</strong> comprendre ce qui s’est passé, <strong>de</strong> trouver les<br />
para<strong>de</strong>s appropriées pour éviter qu’un dysfonctionnement ne se<br />
repro<strong>du</strong>ise. Selon les cas, il s’agira :<br />
- d’actions <strong>de</strong> formation ;<br />
- d’amélioration <strong>de</strong> documents ;<br />
- <strong>de</strong> réorganisation ;<br />
- d’évolutions dans les pratiques ;<br />
- <strong>de</strong> modification <strong>de</strong>s matériels ;<br />
- etc.<br />
Mais il faut s’assurer aussi que les actions correctives mises en p<strong>la</strong>ce<br />
n’intro<strong>du</strong>isent pas <strong>de</strong> nouveaux problèmes.<br />
Enfin, <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong>s actions correctives et <strong>de</strong>s recommandations<br />
issues <strong>de</strong>s analyses permet <strong>de</strong> progresser et d’améliorer ainsi le niveau<br />
<strong>de</strong> sûreté <strong>du</strong> Système. La remise en cause <strong>de</strong>s pratiques quotidiennes, à<br />
<strong>la</strong> lumière <strong>du</strong> retour d’expérience, renforce l’efficacité <strong>de</strong> chacun en lui<br />
évitant <strong>de</strong> redécouvrir ce que d’autres ont déjà trouvé.<br />
L’expérience ne sert que si elle est partagée et seule une <strong>la</strong>rge<br />
communication, axée sur les enseignements tirés <strong>de</strong>s analyses ou<br />
les bonnes pratiques, permet d’éviter <strong>de</strong> repro<strong>du</strong>ire <strong>de</strong>s dysfonctionnements<br />
déjà i<strong>de</strong>ntifiés.<br />
4.5.1.2 L’organisation <strong>du</strong> REX sur <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> Système (SFS)<br />
Parce que l’analyse <strong>de</strong>s Événements Système Significatifs (ESS)<br />
<strong>de</strong>man<strong>de</strong> <strong>de</strong>s analyses multi-métiers spécifiques, axées sur les fonctions<br />
élémentaires <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté et qui impliquent <strong>de</strong>s experts "Système", un<br />
REX dédié à <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> Système, le "REX SFS" a été<br />
mis en p<strong>la</strong>ce par <strong>RTE</strong>.<br />
151<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Articu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong>s différentes phases<br />
<strong>du</strong> REX SFS<br />
ESS<br />
Recette<br />
<strong>de</strong>s actions<br />
Mise en<br />
oeuvre<br />
Information<br />
Détection<br />
Sélection<br />
Caractérisation<br />
Conception<br />
détaillée<br />
Recueil infos<br />
Mémorisation<br />
Diffusion<br />
Décision<br />
d'analyse<br />
Analyses<br />
Etu<strong>de</strong>s d'actions<br />
correctives<br />
Décision<br />
d'action<br />
Information<br />
Information<br />
152<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
Ainsi, pour tout ESS :<br />
- une déc<strong>la</strong>ration <strong>de</strong> l’événement est faite dans <strong>la</strong> base d’information<br />
commune <strong>RTE</strong> qui centralise toutes les informations et rapports ;<br />
- un rapport factuel est é<strong>la</strong>boré dans les jours qui suivent <strong>la</strong> détection<br />
<strong>de</strong> l’événement ;<br />
- une analyse détaillée est menée pour certains d’entre eux ; les entités,<br />
qu’elles relèvent <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> ou d’un utilisateur, sont autant que possible<br />
sollicitées dès lors qu’elles ont eu un impact important sur le cours <strong>de</strong><br />
l’événement analysé et que <strong>de</strong>s actions d’amélioration peuvent être<br />
recherchées ;<br />
- <strong>la</strong> communication <strong>de</strong>s informations re<strong>la</strong>tives à l’événement doit<br />
respecter les exigences <strong>de</strong> confi<strong>de</strong>ntalité <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>.<br />
Le REX <strong>de</strong>s événements à fort enjeu est présenté par les Unités <strong>RTE</strong><br />
concernées au Comité National REX présidé par <strong>la</strong> Direction <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>.<br />
4.5.2 LA CLASSIFICATION PAR GRAVITÉ DES INCIDENTS<br />
Afin <strong>de</strong> caractériser le niveau <strong>de</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique, <strong>de</strong> suivre<br />
son évolution dans le temps et <strong>de</strong> situer les événements à leur juste niveau<br />
d'importance vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté, le principe d'une c<strong>la</strong>ssification par<br />
gravité <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts affectant le Système a été adopté dès 1992 par EDF (1) .<br />
La méthodologie <strong>de</strong> c<strong>la</strong>ssement, définie en 1995, repose sur<br />
l’appréciation combinée <strong>de</strong> <strong>la</strong> gravité selon <strong>de</strong>ux types d’entrée :<br />
- une entrée permettant d’enregistrer l’occurrence d’événements<br />
élémentaires concrets affectant une fonction d’exploitation dans un<br />
certain nombre <strong>de</strong> domaines (pro<strong>du</strong>ction, transport, distribution,<br />
exploitation <strong>du</strong> système, moyens <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite) ;<br />
- une entrée visant à marquer le niveau <strong>de</strong> dégradation <strong>du</strong> système.<br />
(1) : <strong>RTE</strong> a été créé le 1 er juillet 2000.<br />
153<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le retour d’expérience :<br />
d’abord une démarche <strong>de</strong> terrain.<br />
EDF - CNPE <strong>de</strong> Saint-Alban - Intervention sur les circuits<br />
<strong>de</strong> transmission <strong>de</strong>s téléinformations vers l’URSE<br />
154<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les<br />
dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
Des facteurs additionnels permettent <strong>de</strong> tra<strong>du</strong>ire, d’une part, les<br />
manques constatés dans les domaines organisationnel et humain :<br />
<strong>la</strong>cunes ou inadaptations <strong>de</strong> <strong>la</strong> documentation (règles, consignes, procé<strong>du</strong>res,<br />
…), défauts <strong>de</strong> diffusion ou prise en compte <strong>du</strong> REX, comportements<br />
humains s'écartant <strong>de</strong> façon f<strong>la</strong>grante <strong>de</strong>s règles <strong>du</strong> métier, manque <strong>de</strong><br />
transparence, d’autre part, le caractère générique <strong>de</strong> certaines causes ou<br />
défail<strong>la</strong>nces.<br />
La valeur à accor<strong>de</strong>r à chacune <strong>de</strong> ces composantes est fixée par<br />
application <strong>de</strong> <strong>la</strong> grille <strong>de</strong> c<strong>la</strong>ssification <strong>de</strong>s événements qui recense et<br />
positionne une liste aussi exhaustive que possible d’événements<br />
pouvant affecter <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système et <strong>de</strong> conséquences réelles. La<br />
gravité globale d’un événement ainsi reconnu significatif résulte <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
combinaison <strong>de</strong> ces valeurs. Elle se positionne sur une échelle qui<br />
comporte sept niveaux qui vont <strong>du</strong> "0" à "F". Le niveau "0" est affecté aux<br />
événements significatifs à enjeux plus faibles pour <strong>la</strong> sûreté mais qu’il<br />
convient <strong>de</strong> mémoriser ; les niveaux "A" à "F" correspon<strong>de</strong>nt à <strong>de</strong>s<br />
inci<strong>de</strong>nts <strong>de</strong> gravité croissante al<strong>la</strong>nt jusqu’à l’inci<strong>de</strong>nt généralisé au p<strong>la</strong>n<br />
régional, national, voire international.<br />
La démarche <strong>de</strong> c<strong>la</strong>ssification repose sur l’analyse approfondie <strong>de</strong>s événements<br />
: elle est effectuée par l’Unité Système Électrique concernée<br />
mais suppose une étroite col<strong>la</strong>boration <strong>de</strong> tous les acteurs impliqués.<br />
Une démarche étroitement liée au retour d’expérience dont l’objectif<br />
est <strong>de</strong> permettre à chacun <strong>de</strong> traiter, avec le niveau d’importance qui<br />
convient, l’ensemble <strong>de</strong>s événements qui affectent <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong><br />
Système.<br />
155<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Le 19 décembre 1978,<br />
<strong>la</strong> profon<strong>de</strong>ur maximale <strong>de</strong> <strong>la</strong> coupure<br />
a représenté 75 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance appelée.<br />
Alliage <strong>du</strong> fer dans un four à creuset et à in<strong>du</strong>ction<br />
156<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les<br />
dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
4.5.3 LES ENSEIGNEMENTS TIRÉS DES GRANDS INCIDENTS<br />
Plusieurs grands inci<strong>de</strong>nts ont affecté les systèmes électriques français<br />
et étrangers au cours <strong>de</strong>s <strong>de</strong>rnières décennies. Le lecteur en trouvera en<br />
annexe A.4 une <strong>de</strong>scription sommaire. On se limite ici à rappeler les<br />
enseignements tirés <strong>de</strong> ces inci<strong>de</strong>nts.<br />
4.5.3.1 L'inci<strong>de</strong>nt national <strong>du</strong> 19 décembre 1978<br />
Il s'agit <strong>de</strong> <strong>la</strong> panne <strong>la</strong> plus grave qu'ait connue <strong>la</strong> France, tant par <strong>la</strong> <strong>du</strong>rée<br />
que par l'extension géographique. La profon<strong>de</strong>ur maximale <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
coupure a représenté 75 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance appelée. Il a fallu plus <strong>de</strong> trois<br />
heures pour que le réseau THT soit entièrement remis sous tension, et<br />
plus <strong>de</strong> sept heures pour que l'ensemble <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle soit réalimenté.<br />
Le retour d'expérience sur cet inci<strong>de</strong>nt a con<strong>du</strong>it notamment à :<br />
• aménager diverses dispositions <strong>de</strong>s règles d'exploitation et <strong>de</strong>s<br />
protections ;<br />
• mettre en p<strong>la</strong>ce un outil d’analyse <strong>de</strong> sécurité actif-réactif en J-1 ;<br />
• créer une équipe au dispatching national pour faire <strong>de</strong>s étu<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> stabilité à l'ai<strong>de</strong> d'outils <strong>de</strong> simu<strong>la</strong>tion, dans le cadre <strong>de</strong> <strong>la</strong> gestion<br />
prévisionnelle ;<br />
• améliorer <strong>la</strong> réactivité <strong>de</strong>s opérateurs lors <strong>de</strong>s situations perturbées,<br />
en développant <strong>de</strong>s simu<strong>la</strong>teurs d'entraînement et en mettant<br />
en p<strong>la</strong>ce <strong>de</strong>s systèmes d'alerte pour communiquer entre dispatchings<br />
et centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite (transport et distribution) ;<br />
• installer dans les zones sensibles <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong> tension plus<br />
performants sur les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction (régu<strong>la</strong>teurs "4 boucles") ;<br />
• aménager les dispositions <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense en vigueur.<br />
4.5.3.2 L'écroulement <strong>de</strong> tension régional <strong>du</strong> 12 janvier 1987<br />
L'état initial <strong>du</strong> Système pouvait être jugé sûr avec un bon p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension<br />
et une bonne marge <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction. Des pannes successives indépendantes,<br />
aggravées par <strong>de</strong>s dysfonctionnements <strong>la</strong>tents au niveau <strong>de</strong>s<br />
systèmes <strong>de</strong> protection et <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s alternateurs, sont à l'origine <strong>de</strong><br />
cet écroulement <strong>de</strong> tension.<br />
157<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Situation après l’inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 12 janvier 1987 :<br />
courbes iso-tension sur le réseau 400 kV<br />
au moment le plus critique.<br />
158<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les<br />
dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
Le retour d'expérience a con<strong>du</strong>it à <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>de</strong> structures et <strong>de</strong><br />
dispositions nouvelles, et à l'engagement <strong>de</strong> nouveaux investissements :<br />
• création <strong>de</strong> nouvelles entités chargées <strong>de</strong> <strong>la</strong> doctrine et <strong>de</strong> l’audit<br />
Sûreté Système ;<br />
• correction d'anomalies constatées sur les systèmes <strong>de</strong> protection et<br />
<strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong>s alternateurs, et détermination <strong>de</strong>s rég<strong>la</strong>ges à<br />
adopter pour toutes les nouvelles centrales ;<br />
• mise en p<strong>la</strong>ce d'un blocage automatique <strong>de</strong>s régleurs THT/HTB1<br />
et HTB/HTA et d'une télécomman<strong>de</strong> <strong>de</strong> délestage à partir <strong>de</strong>s dispatchings<br />
régionaux ;<br />
• analyse plus systématique et mieux formalisée <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts Système ;<br />
• création <strong>de</strong> <strong>la</strong> c<strong>la</strong>ssification par gravité <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts ;<br />
• engagement <strong>de</strong> travaux pour renforcer <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement<br />
<strong>du</strong> Système dans l'Ouest.<br />
4.5.3.3 Les inci<strong>de</strong>nts <strong>de</strong> Cou<strong>la</strong>nge (09/09/93) et Waran<strong>de</strong> (16/01/94)<br />
Ces <strong>de</strong>ux inci<strong>de</strong>nts survenus sur <strong>de</strong>s postes sous enveloppe métallique<br />
(PSEM) ont mis en évi<strong>de</strong>nce <strong>de</strong>s <strong>la</strong>cunes concernant les métho<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
travail. Ils ont con<strong>du</strong>it à développer <strong>la</strong> mise sous assurance qualité <strong>de</strong>s<br />
activités importantes pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
Le rappel <strong>de</strong>s enseignements tirés <strong>de</strong> ces inci<strong>de</strong>nts d'ampleur<br />
différente fait apparaître que le moteur principal <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong><br />
Système est <strong>la</strong> mise en œuvre d'un retour d'expérience pertinent et<br />
effectif sur les événements affectant <strong>la</strong> sûreté.<br />
159<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
160<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Nettoyage et siliconage <strong>de</strong>s iso<strong>la</strong>teurs dans les zones polluées
4<br />
Les<br />
dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
4.5.3.4 Les enseignements <strong>du</strong> retour d’expérience<br />
À partir <strong>de</strong> l'analyse <strong>de</strong>s cas qui viennent d'être évoqués, et <strong>de</strong>s autres<br />
grands inci<strong>de</strong>nts survenus à l'étranger, on peut dégager plusieurs<br />
éléments <strong>de</strong> retour d'expérience :<br />
• un grand inci<strong>de</strong>nt résulte presque toujours d'une conjonction<br />
d'aléas multiples défavorables, non seulement matériels mais aussi<br />
humains et organisationnels ; outre les causes instantanées visibles,<br />
on trouve souvent <strong>de</strong>s pannes <strong>la</strong>tentes et <strong>de</strong>s causes qui trouvent<br />
leur origine bien <strong>de</strong>s années avant ;<br />
• quelle que soit <strong>la</strong> combinaison <strong>de</strong>s événements factuels initiateurs,<br />
un grand inci<strong>de</strong>nt finit par aboutir à un nombre limité <strong>de</strong> phénomènes<br />
électromécaniques (casca<strong>de</strong> <strong>de</strong> surcharges, écroulement <strong>de</strong><br />
fréquence, écroulement <strong>de</strong> tension, rupture <strong>de</strong> synchronisme), qui<br />
peuvent se succé<strong>de</strong>r, voire se superposer ;<br />
• l'ensemble <strong>de</strong> l'inci<strong>de</strong>nt est souvent très complexe et peut passer<br />
par une succession <strong>de</strong> phases, les unes lentes, les autres assez<br />
rapi<strong>de</strong>s, mais, une fois le phénomène amorcé, le déroulement<br />
final est très rapi<strong>de</strong> et survient en quelques secon<strong>de</strong>s ; à un tel sta<strong>de</strong>,<br />
les actions <strong>de</strong>s opérateurs ne sont plus assez rapi<strong>de</strong>s et <strong>de</strong>s para<strong>de</strong>s<br />
automatiques sont nécessaires pour contenir ou limiter l'inci<strong>de</strong>nt ;<br />
• l'inci<strong>de</strong>nt in<strong>du</strong>it toujours <strong>de</strong> très nombreuses informations (télésignalisations<br />
d'appareils, a<strong>la</strong>rmes, …) qui parviennent aux opérateurs<br />
et aux systèmes <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite, et il n'est pas rare <strong>de</strong> voir les systèmes<br />
d'informations saturés par les ava<strong>la</strong>nches d'informations et<br />
les opérateurs en difficulté par rapport à <strong>la</strong> multitu<strong>de</strong> <strong>de</strong> faits qui<br />
leur sont communiqués ;<br />
• le déroulement <strong>de</strong> l'inci<strong>de</strong>nt conditionne profondément <strong>la</strong> reconstitution<br />
ultérieure <strong>du</strong> réseau et <strong>la</strong> réalimentation <strong>de</strong>s clients ; cette<br />
reprise <strong>de</strong> service s'est parfois avérée très difficile.<br />
Ce retour d'expérience a été conforté en 2003 par l'analyse <strong>de</strong>s grands<br />
inci<strong>de</strong>nts qui ont affecté l'Amérique <strong>du</strong> Nord le 14 août, puis <strong>la</strong> Suisse et<br />
l'Italie le 28 septembre.<br />
Par ailleurs, l'accroissement <strong>de</strong> <strong>la</strong> complexité <strong>de</strong>s systèmes interconnectés,<br />
dû notamment à une exploitation au plus près <strong>de</strong>s limites et à<br />
l’évolution <strong>de</strong> l’organisation liée à l'ouverture <strong>du</strong> marché, peut venir<br />
161<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les inci<strong>de</strong>nts sur les postes sous enveloppe métallique<br />
ont con<strong>du</strong>it à développer <strong>la</strong> mise sous assurance qualité<br />
<strong>de</strong>s activités importantes pour <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système.<br />
<strong>RTE</strong> - Poste 400 kV sous enveloppe métallique (PSEM) <strong>de</strong> Cou<strong>la</strong>nge<br />
162<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les<br />
dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX)<br />
s'ajouter, pour les renforcer, aux causes c<strong>la</strong>ssiques mises en évi<strong>de</strong>nce par<br />
le retour d'expérience antérieur.<br />
Dans le contexte nouveau <strong>de</strong> l'exploitation <strong>du</strong> système électrique, ceci<br />
amène à dégager plusieurs points sensibles :<br />
• <strong>la</strong> façon dont <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté peut différer selon que le<br />
GRT est en charge <strong>de</strong>s infrastructures <strong>de</strong> transport (cas <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
France) ou non (cas <strong>de</strong> l’Italie actuellement et <strong>de</strong>s États-Unis) ;<br />
• <strong>la</strong> nécessité d'affirmer le rôle <strong>de</strong> chef d'orchestre <strong>du</strong> GRT, ainsi<br />
que ses pouvoirs <strong>de</strong> décision, en particulier dans les situations les<br />
plus extrêmes où il est impératif que les actions ordonnées par le<br />
GRT soient interprétées et exécutées sans discussion et sans retard ;<br />
• le caractère indispensable <strong>de</strong> l’indépendance <strong>de</strong>s GRT par rapport<br />
aux autres acteurs <strong>du</strong> marché ;<br />
• l'exigence d'un référentiel <strong>de</strong> sûreté, tant pour chaque système électrique<br />
piloté par un GRT que pour l'interconnexion <strong>de</strong> ces systèmes,<br />
et ce dans les différentes dimensions <strong>de</strong> ce référentiel (directives,<br />
lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant<br />
au GRT comme aux autres acteurs : pro<strong>du</strong>cteurs, distributeurs,<br />
consommateurs, tra<strong>de</strong>rs, …) ;<br />
• l'importance <strong>de</strong>s re<strong>la</strong>tions contractuelles entre le GRT et les pro<strong>du</strong>cteurs,<br />
distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect <strong>de</strong><br />
dispositions <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong>puis le sta<strong>de</strong> <strong>du</strong> raccor<strong>de</strong>ment au réseau<br />
jusqu'à celui <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite, en précisant c<strong>la</strong>irement les engagements<br />
<strong>de</strong> chaque partie et les modalités <strong>de</strong> contrôle <strong>de</strong> ces engagements ;<br />
• enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux<br />
différentes échelles <strong>de</strong> temps concernées.<br />
163<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La recherche <strong>de</strong> l’excellence doit se tra<strong>du</strong>ire,<br />
au niveau <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s,<br />
par une démarche rigoureuse et pru<strong>de</strong>nte.<br />
<strong>RTE</strong> - Travaux sous tension dans un poste 400 kV<br />
164<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
4<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain<br />
Résumé<br />
La culture <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong>s acteurs concernés par <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système doit<br />
être suffisante pour que chacun traite, avec le niveau d'importance qui<br />
convient, les questions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong><br />
système électrique.<br />
La recherche <strong>de</strong> l'excellence pour toutes les questions re<strong>la</strong>tives à <strong>la</strong> sûreté<br />
suppose :<br />
• <strong>de</strong> garantir <strong>la</strong> compétence <strong>de</strong>s acteurs concernés, par un dispositif<br />
<strong>de</strong> formation et <strong>de</strong> qualification adapté,<br />
• <strong>de</strong> disposer d'un corps <strong>de</strong> doctrines c<strong>la</strong>ir et cohérent permettant <strong>de</strong>s<br />
prises <strong>de</strong> décision fondées et rapi<strong>de</strong>s,<br />
• <strong>de</strong> s’améliorer par le REX.<br />
Elle doit se tra<strong>du</strong>ire, au niveau <strong>de</strong>s indivi<strong>du</strong>s, par :<br />
• une attitu<strong>de</strong> interrogative permanente et le refus <strong>de</strong> se contenter<br />
<strong>de</strong>s résultats acquis,<br />
• une démarche rigoureuse et pru<strong>de</strong>nte basée notamment sur <strong>la</strong> mise<br />
sous assurance qualité <strong>de</strong>s activités sensibles vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système,<br />
• le développement <strong>de</strong> <strong>la</strong> transparence, <strong>de</strong> <strong>la</strong> communication et <strong>du</strong><br />
retour d'expérience.<br />
Les progrès dans <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong><br />
système électrique passent par <strong>la</strong> prise en compte <strong>du</strong> "Facteur<br />
Humain". L'indivi<strong>du</strong> est un facteur <strong>de</strong> progrès.<br />
165<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
166<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Poste 225 et 63 kV
AA1<br />
Annexe 1<br />
Fonctionnement <strong>du</strong> <strong>du</strong> Système ::<br />
notions <strong>de</strong> <strong>de</strong> base<br />
A.1.1 La maîtrise <strong>de</strong>s transits<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
A.1.4 La règle <strong>du</strong> N-k<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
167<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Lors <strong>de</strong> l’indisponibilité d’une liaison,<br />
le transit qui <strong>la</strong> traversait se reporte<br />
sur les ouvrages voisins encore en service.<br />
<strong>RTE</strong> - Ligne 225 kV ruinée au col <strong>du</strong> Lautaret<br />
168<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.1 La maîtrise <strong>de</strong>s transits<br />
Dans un réseau d’interconnexion, par essence maillé, <strong>la</strong> répartition <strong>de</strong>s transits d’énergie<br />
dépend essentiellement :<br />
- <strong>de</strong> <strong>la</strong> localisation <strong>de</strong>s charges,<br />
- <strong>de</strong> <strong>la</strong> localisation <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction en fonctionnement,<br />
- <strong>de</strong>s échanges transfrontaliers,<br />
- <strong>de</strong> <strong>la</strong> localisation <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> compensation <strong>de</strong> l’énergie réactive,<br />
- <strong>de</strong>s impédances <strong>de</strong>s ouvrages <strong>de</strong> transport.<br />
Ces transits d’énergie constituent un flux al<strong>la</strong>nt <strong>de</strong>s postes où sont raccordées les centrales<br />
vers les postes où sont raccordés les clients ; il emprunte les lignes et les câbles<br />
<strong>de</strong> transport en se répartissant au prorata <strong>de</strong> l’inverse <strong>de</strong> leur impédance. Ce qui est, en<br />
quelque sorte, une préférence marquée pour le "chemin le plus court". Ce flux d’énergie<br />
se matérialise par le courant qui traverse les ouvrages. Plus le transit d’énergie est élevé<br />
et plus les intensités <strong>de</strong>s courants seront fortes. Ces intensités peuvent croître, en particulier<br />
lorsqu’un ouvrage a déclenché suite à un défaut. En effet, le transit supporté initialement<br />
par cet ouvrage va se reporter sur les ouvrages voisins : c’est le phénomène<br />
<strong>du</strong> report <strong>de</strong> charge.<br />
Or, à tout instant, l’exploitant <strong>du</strong> Système doit garantir que le courant <strong>de</strong> transit dans les<br />
ouvrages <strong>de</strong> transport (liaisons aériennes et souterraines, transformateurs et autotransformateurs)<br />
se situe en <strong>de</strong>çà d’un seuil fixé : intensité maximale admissible en régime<br />
permanent (IMAP) pour les lignes et les câbles, courant nominal pour les appareils <strong>de</strong><br />
transformation.<br />
En cas <strong>de</strong> dépassement, <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong> surcharge alertent le dispacher qui dispose<br />
alors d’un temps limité, variable selon l’ampleur <strong>du</strong> dépassement (20 mn, 10 mn ou 1 mn<br />
pour les liaisons 400 kV), pour ramener le transit à une valeur acceptable. Dans le cas<br />
contraire, <strong>la</strong> protection <strong>de</strong> surcharge fait déclencher l’ouvrage à l’échéance <strong>de</strong> <strong>la</strong> temporisation.<br />
La régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong>s transits est assurée en jouant principalement sur <strong>de</strong>ux paramètres :<br />
- <strong>la</strong> topologie <strong>du</strong> réseau : en adaptant les schémas d’exploitation, le dispatcher modifie<br />
les impédances <strong>de</strong>s différentes mailles <strong>du</strong> réseau (création <strong>de</strong> files longues<br />
pour augmenter l’impédance <strong>du</strong> réseau ou, au contraire, mise en parallèle d’ouvrages<br />
pour <strong>la</strong> diminuer) et joue sur <strong>la</strong> répartition <strong>de</strong>s charges par rapport aux<br />
sources <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ;<br />
169<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les outils <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>de</strong>s dispatchings<br />
permettent <strong>de</strong> surveiller<br />
les transits en situation N ...<br />
... et <strong>de</strong> détecter l’apparition<br />
d’éventuelles contraintes en N - k.<br />
170<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.1 La maîtrise <strong>de</strong>s transits<br />
- les programmes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction : en adaptant les programmes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
<strong>de</strong>s groupes, le dispatcher joue sur <strong>la</strong> répartition <strong>de</strong>s sources <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction par<br />
rapport aux charges.<br />
En situation ultime, le <strong>de</strong>rnier recours est d’agir sur les charges en délestant <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle.<br />
Pour une topologie donnée, il est possible d’évaluer, grâce aux outils <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite et <strong>de</strong><br />
simu<strong>la</strong>tion, les transits dans chacun <strong>de</strong>s ouvrages en fonction <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
adopté et <strong>de</strong> <strong>la</strong> localisation <strong>de</strong>s charges. De <strong>la</strong> même façon, il est possible <strong>de</strong> calculer<br />
l’impact <strong>du</strong> déclenchement d’un ouvrage <strong>de</strong> transport ou <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, sur <strong>la</strong> valeur<br />
<strong>de</strong>s transits dans les ouvrages restants.<br />
La détermination <strong>de</strong> l’impact <strong>du</strong> déclenchement d’un ouvrage sur les ouvrages restants<br />
fait appel à <strong>la</strong> notion <strong>de</strong> coefficient <strong>de</strong> report :<br />
• pour les lignes et les câbles, le coefficient <strong>de</strong> report d’un ouvrage A sur un ouvrage<br />
B donne <strong>la</strong> proportion <strong>du</strong> transit <strong>de</strong> l’ouvrage A qui se reportera sur l’ouvrage B, en<br />
cas <strong>de</strong> déclenchement <strong>de</strong> A ;<br />
• pour les ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, le coefficient <strong>de</strong> report d’un groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
sur un ouvrage <strong>de</strong> transport donne <strong>la</strong> proportion <strong>de</strong> <strong>la</strong> variation <strong>de</strong> puissance <strong>du</strong><br />
groupe qui se reportera, le cas échéant, sur l’ouvrage <strong>de</strong> transport.<br />
Ces calculs sont utilisés en permanence, tant au niveau prévisionnel qu’au niveau temps<br />
réel, pour vérifier <strong>la</strong> viabilité et <strong>la</strong> robustesse <strong>de</strong>s schémas d’exploitation, notamment<br />
vis-à-vis <strong>du</strong> respect <strong>de</strong> <strong>la</strong> règle <strong>du</strong> N-k.<br />
En temps réel, ils sont réalisés <strong>de</strong> manière cyclique par l’outil <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite ou à <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong><br />
<strong>du</strong> dispatcher pour détecter l’apparition d’éventuelles contraintes en N-1 ou N-2 avec<br />
<strong>la</strong> fonction d’analyse secondaire disponible dans les outils <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite.<br />
171<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
172<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Fréquence
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
A.1.2.1 LE MAINTIEN DE L’ÉQUILIBRE PRODUCTION-CONSOMMATION<br />
La fréquence : une gran<strong>de</strong>ur commune<br />
Le réseau électrique européen est un système interconnecté comportant <strong>de</strong>s organes <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction (centrales), <strong>de</strong>s ouvrages <strong>de</strong> transport (lignes, postes) et <strong>de</strong>s charges. En<br />
fonctionnement normal, on peut considérer que <strong>la</strong> fréquence est uniforme à un instant<br />
donné sur l’ensemble <strong>du</strong> réseau (les alternateurs, étant reliés entre eux par le jeu <strong>de</strong>s<br />
forces électromagnétiques, tournent tous à <strong>la</strong> même vitesse électrique).<br />
La fréquence : une gran<strong>de</strong>ur à surveiller<br />
Le maintien d’une fréquence proche <strong>de</strong> sa valeur nominale est nécessaire au bon fonctionnement<br />
<strong>de</strong>s matériels électriques optimisés pour cette valeur ; <strong>la</strong> fréquence doit rester<br />
comprise dans <strong>la</strong> p<strong>la</strong>ge 50 Hz ± 0,5 Hz.<br />
De trop gran<strong>de</strong>s excursions <strong>de</strong> fréquence sont en outre inadmissibles pour certains<br />
matériels, dont les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, qui se retirent <strong>du</strong> réseau pour <strong>de</strong>s écarts <strong>de</strong><br />
fréquence <strong>de</strong> 2 à 4 Hz.<br />
Les petits écarts <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence autour <strong>de</strong> sa valeur <strong>de</strong> référence, représentatifs <strong>du</strong> fonctionnement<br />
normal d’un système, sont compensés par l’inertie <strong>de</strong>s masses tournantes <strong>de</strong>s<br />
machines couplées au réseau.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence : l’action sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
Face aux évolutions normales <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation et aux divers aléas rencontrés en<br />
exploitation (pertes <strong>de</strong> groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ou <strong>de</strong> charges, ...), le maintien <strong>de</strong> l’équilibre<br />
offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong> et d’une valeur satisfaisante <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence nécessite d’adapter en<br />
permanence le niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction à celui <strong>de</strong> <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong>. Trois niveaux d’action<br />
cœxistent : le rég<strong>la</strong>ge primaire, le rég<strong>la</strong>ge secondaire (fréquence - puissance), le rég<strong>la</strong>ge<br />
tertiaire.<br />
A.1.2.2 LES RÉGLAGES AUTOMATIQUES EN TEMPS RÉEL<br />
A.1.2.2.1 Le rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong> fréquence<br />
Le rég<strong>la</strong>ge primaire est assuré par les boucles <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion ("régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong> vitesse")<br />
situées sur les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
173<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Quelques définitions<br />
P n : Puissance nominale <strong>du</strong> groupe (MW)<br />
K : Énergie rég<strong>la</strong>nte primaire <strong>du</strong> groupe (MW/Hz)<br />
P n 1<br />
= . : statisme <strong>de</strong> <strong>la</strong> régu<strong>la</strong>tion<br />
Fo K<br />
k =<br />
1<br />
<br />
: gain statique<br />
Pour une tranche <strong>de</strong> 900 MW :<br />
K = 450 MW/Hz<br />
= 0,04<br />
k = 25<br />
Quelques ordres <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>ur<br />
Pour l’Europe, Kj ~ 20 000 MW/Hz dont plus d’un quart pour <strong>la</strong> France et <strong>la</strong><br />
péninsule ibérique.<br />
Conséquence <strong>de</strong> <strong>la</strong> perte d’un groupe <strong>de</strong> 1 300 MW en France (taille <strong>de</strong>s plus<br />
grosses unités) :<br />
• si <strong>la</strong> France était seule en réseau séparé (déconnectée <strong>du</strong> reste <strong>de</strong><br />
l’Europe) avec K = 5 000 MW/Hz, <strong>la</strong> chute <strong>de</strong> fréquence serait <strong>de</strong><br />
260 mHz et <strong>la</strong> contribution <strong>de</strong> chaque groupe au rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong>vrait<br />
être <strong>de</strong> 13 % <strong>de</strong> sa puissance nominale (c’est-à-dire au <strong>de</strong>là <strong>de</strong>s capacités<br />
constructives <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong> fréquence <strong>de</strong> <strong>la</strong> plupart <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction) ;<br />
• si <strong>la</strong> France est interconnectée au reste <strong>de</strong> l’Europe (situation normale)<br />
avec K = 20 000 MW/Hz, <strong>la</strong> chute <strong>de</strong> fréquence est <strong>de</strong> 65 mHz et<br />
chaque groupe rég<strong>la</strong>nt participe pour 3,2 % <strong>de</strong> sa puissance nominale.<br />
L’interconnexion permet à tous les partenaires <strong>de</strong> mutualiser les<br />
participations au rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong> fréquence et à chacun <strong>de</strong><br />
ré<strong>du</strong>ire le dimensionnement <strong>de</strong> sa réserve primaire aussi bien au<br />
niveau <strong>de</strong>s dispositions constructives <strong>de</strong>s nouvelles unités <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction qu’en exploitation.<br />
174<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
Par une correction rapi<strong>de</strong> (en quelques secon<strong>de</strong>s) et décentralisée, il permet <strong>de</strong><br />
retrouver l’équilibre pro<strong>du</strong>ction-consommation après perturbation, si toutefois<br />
<strong>la</strong> réserve primaire <strong>de</strong> fréquence disponible est suffisante.<br />
Pour un groupe donné<br />
Le régu<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> vitesse agit sur les organes d’admission <strong>du</strong> flui<strong>de</strong> moteur à <strong>la</strong><br />
turbine et cherche à imposer, à l’équilibre, une re<strong>la</strong>tion linéaire entre <strong>la</strong> vitesse<br />
(image directe <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence) et <strong>la</strong> puissance. En tenant compte <strong>de</strong>s limitations<br />
liées au matériel, <strong>la</strong> caractéristique statique <strong>de</strong> ce rég<strong>la</strong>ge est celle <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
figure ci-<strong>de</strong>ssous.<br />
P max<br />
P ,<br />
P c<br />
f 0<br />
: Puissance maximale<br />
constructive<br />
: Puissance affichée<br />
au limiteur (puissance<br />
maximale autorisée<br />
au moment considéré)<br />
: Consigne <strong>de</strong> puissance<br />
affichée<br />
: Fréquence <strong>de</strong> référence<br />
(50 Hz)<br />
Cette re<strong>la</strong>tion linéaire s’écrit sous <strong>la</strong> forme :<br />
P- P 0 = K (f - f 0 )<br />
• Pour l’ensemble <strong>de</strong>s groupes <strong>du</strong> réseau<br />
Compenser une variation brutale <strong>du</strong> bi<strong>la</strong>n Pbil nécessite une action répartie<br />
sur tous les groupes telle que, en fin d’action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge :<br />
P bil = K j<br />
(f 1 - f 0 )<br />
K j<br />
: Énergie rég<strong>la</strong>nte primaire <strong>du</strong> réseau.<br />
f 1 : Fréquence atteinte en fin d’action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge. Le rég<strong>la</strong>ge primaire rétablit<br />
l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong> si <strong>la</strong> réserve primaire est suffisante, mais <strong>la</strong> fréquence<br />
finale est différente <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence <strong>de</strong> référence.<br />
175<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
176<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Deux cas <strong>de</strong> positionnement <strong>du</strong> limiteur
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
P bil = P <strong>de</strong>s groupes. La réserve primaire disponible est <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s<br />
réserves primaires <strong>de</strong>s groupes participants. Au niveau <strong>de</strong> l’Europe, <strong>la</strong> règle est<br />
que cette réserve représente au moins 3 000 MW correspondant à <strong>la</strong> perte<br />
simultanée <strong>de</strong>s <strong>de</strong>ux plus gros groupes existants (tranches N4 françaises).<br />
Chaque groupe participant aura effectué une variation <strong>de</strong> puissance :<br />
P j<br />
=- K j<br />
P nj<br />
(f 1<br />
- f 0<br />
) / f 0<br />
K j<br />
=0pour un groupe hors rég<strong>la</strong>ge ou atteignant le limiteur. Il importe donc<br />
qu’un groupe en rég<strong>la</strong>ge primaire ne voie pas sa participation ré<strong>du</strong>ite par un<br />
usage inapproprié <strong>du</strong> limiteur qui amputerait <strong>la</strong> réserve escomptée par l’exploitant<br />
<strong>du</strong> Système. On notera que les excursions <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence sont d’autant<br />
plus faibles que l’énergie rég<strong>la</strong>nte primaire (K j<br />
) <strong>du</strong> réseau est gran<strong>de</strong>.<br />
LE RÉGLAGE PRIMAIRE RÉTABLIT L’ÉQUILIBRE<br />
OFFRE-DEMANDE MAIS LA FRÉQUENCE FINALE<br />
EST DIFFÉRENTE DE LA FRÉQUENCE DE RÉFÉRENCE<br />
A.1.2.2.2 - Le rég<strong>la</strong>ge secondaire fréquence-puissance<br />
L’adaptation rapi<strong>de</strong> <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction à <strong>la</strong> consommation faite par le rég<strong>la</strong>ge primaire,<br />
<strong>la</strong>isse, en fin d’action, un écart <strong>de</strong> fréquence. Elle provoque également<br />
<strong>de</strong>s variations <strong>de</strong> transit entre les pays : toutes les machines <strong>de</strong>s différents pays<br />
réagissent à <strong>la</strong> variation <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence commune, même si <strong>la</strong> perturbation<br />
s’est pro<strong>du</strong>ite dans un pays voisin.<br />
• Objectif <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
Soit f l’écart <strong>de</strong> fréquence rési<strong>du</strong>el et P i<br />
l’écart entre le bi<strong>la</strong>n P i<br />
<strong>de</strong>s puissances<br />
observées sur les lignes d’interconnexion internationales d’un pays donné (<strong>la</strong><br />
France au hasard) et le bi<strong>la</strong>n P io<br />
<strong>de</strong>s échanges contractuels à respecter (P io<br />
> O :<br />
exportation trop importante).<br />
Pour un inci<strong>de</strong>nt localisé en France, représentant une perte <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction P i<br />
<strong>la</strong><br />
réaction <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s groupes interconnectés se tra<strong>du</strong>it par :<br />
P i<br />
+K f = P<br />
P i<br />
= écart d’échange. Représente l’ai<strong>de</strong> apportée par nos partenaires.<br />
K f = action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge primaire français.<br />
177<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
L’objectif <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
fréquence-puissance (RSFP) :<br />
- ramener <strong>la</strong> fréquence<br />
à sa valeur <strong>de</strong> référence,<br />
- ramener les échanges entre partenaires<br />
à leurs valeurs programmées.<br />
178<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
En divisant par K, on obtient un écart homogène à une fréquence :<br />
E = f + P i<br />
/ K.<br />
En fait, le rég<strong>la</strong>ge secondaire utilise le paramètre , appelé "énergie rég<strong>la</strong>nte secondaire"<br />
tel que :<br />
E = f + P i<br />
/ <br />
(sans entrer dans les détails, le rég<strong>la</strong>ge secondaire français inclut <strong>la</strong><br />
péninsule ibérique, ce qui con<strong>du</strong>it à choisir =K France + péninsule ibérique<br />
, si l’on respecte<br />
<strong>la</strong> loi <strong>de</strong> Darrieus explicitée plus loin).<br />
Le rég<strong>la</strong>ge secondaire va alors intervenir avec un double objectif :<br />
• ramener <strong>la</strong> fréquence à sa valeur nominale f = f 0<br />
et<br />
• ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs contractuelles.<br />
• Principe <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
Un organe centralisé situé au dispatching national a pour rôle <strong>de</strong> modifier le programme<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong>s groupes afin d’annuler l’écart <strong>de</strong> puissance Pi + f.<br />
Pour ce<strong>la</strong>, il é<strong>la</strong>bore, à partir <strong>de</strong>s télémesures <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence et <strong>de</strong>s transits sur les<br />
lignes d’interconnexion, un signal N(t) appelé niveau <strong>de</strong> télérég<strong>la</strong>ge, compris entre<br />
-1 et +1, et l’envoie aux groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction participant au rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
afin <strong>de</strong> modifier leurs puissances <strong>de</strong> consigne.<br />
Expression <strong>du</strong> niveau N(t) :<br />
Certains paramètres sont à <strong>la</strong> disposition <strong>du</strong> dispatcher national :<br />
: gain intégral (ou pente) <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge (MW/tour),<br />
Pr : <strong>de</strong>mi-ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge (MW),<br />
; énergie rég<strong>la</strong>nte secondaire (MW/Hz),<br />
: gain proportionnel.<br />
179<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire en Europe<br />
lors <strong>du</strong> déclenchement<br />
d’un groupe <strong>de</strong> 1 300 MW en France<br />
.<br />
.<br />
180<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
Choix <strong>de</strong>s paramètres <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
• Choix <strong>de</strong>s paramètres et <br />
Prenons l’exemple simple <strong>de</strong> <strong>de</strong>ux pays, A et B, interconnectés. On note<br />
P A et P B leurs pro<strong>du</strong>ctions, C A et C B leurs consommations intérieures, K A et K B<br />
leurs énergies rég<strong>la</strong>ntes primaires, A et B leurs énergies rég<strong>la</strong>ntes secondaires,<br />
Pio <strong>la</strong> puissance transitant <strong>de</strong> A vers B (programme).<br />
À <strong>la</strong> suite d’une perturbation en A (par exemple une variation <strong>de</strong> consommation<br />
C A<br />
), en admettant que l’action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire est lente <strong>de</strong>vant celle <strong>du</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge primaire, ce qui se vérifie si on choisit une constante <strong>de</strong> temps <strong>de</strong> l’intégrateur<br />
suffisamment gran<strong>de</strong> (<strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 100 s), on peut considérer que le<br />
rég<strong>la</strong>ge primaire établit un premier équilibre.<br />
On peut alors écrire :<br />
P A = C A + Pi = K A f et P B = Pi = - K B f.<br />
Les termes à intégrer sont :<br />
et<br />
Si on fait en sorte <strong>de</strong> choisir A =K A et B =K B on obtient E B =0.Seul le niveau<br />
<strong>du</strong> pays A va donc varier pour rétablir f = f 0<br />
et P i<br />
=0.<br />
LOI DE DARRIEUS<br />
Si, pour chacun <strong>de</strong>s partenaires, le paramètre est choisi égal à<br />
l’énergie rég<strong>la</strong>nte primaire K, alors seul le rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
<strong>du</strong> réseau perturbateur assurera <strong>la</strong> correction <strong>de</strong> <strong>la</strong> perturbation.<br />
181<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
182<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Le respect, par chaque groupe,<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> contribution <strong>de</strong>mandée par le rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
permet d’assurer <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
et le respect <strong>du</strong> programme d’échanges.
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
• Participation <strong>de</strong>s groupes au RSFP<br />
<strong>RTE</strong> communique à chacun <strong>de</strong>s pro<strong>du</strong>cteurs sa contribution en MW au RSFP.<br />
Les pro<strong>du</strong>cteurs sélectionnent les groupes participant au RSFP en fonction <strong>de</strong> leurs<br />
capacités dynamiques à mo<strong>du</strong>ler leur pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> leur coût. La constitution <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge peut nécessiter le démarrage <strong>de</strong> groupes supplémentaires.<br />
Pour chaque groupe participant au RSFP, <strong>la</strong> puissance <strong>de</strong> consigne P c<br />
=P co<br />
+N p r<br />
varie entre P co<br />
- p r<br />
et P co<br />
+ pr (P co<br />
consigne à 50 Hz et p r<br />
participation <strong>du</strong> groupe).<br />
La re<strong>la</strong>tion p r<br />
= P r<br />
permet d’assurer l’utilisation <strong>de</strong> toute <strong>la</strong> ban<strong>de</strong> <strong>de</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge pour N =±1.<br />
• Valeurs possibles <strong>de</strong> <strong>la</strong> participation<br />
- Tranches nucléaires : p r<br />
=5% P n<br />
, soit 50 MW pour un REP 900 MW.<br />
- Tranches thermiques c<strong>la</strong>ssiques à puissance nominale : p r<br />
=10% P n<br />
.<br />
- Groupes hydrauliques : variable, p r<br />
peut atteindre, voire dépasser, 25 % P n<br />
.<br />
Mais ces participations peuvent être ré<strong>du</strong>ites pour certains groupes, <strong>de</strong> façon provisoire<br />
ou permanente.<br />
• Pente <strong>de</strong> variation <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance<br />
Tous les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ne sont pas aptes à supporter fréquemment<br />
<strong>de</strong>s variations rapi<strong>de</strong>s <strong>de</strong> leur pro<strong>du</strong>ction. En fonctionnement normal, <strong>la</strong><br />
pente <strong>du</strong> niveau est limitée à environ 0,15/mn (7 MW/mn pour un groupe REP<br />
900 MW, soit une traversée <strong>de</strong> <strong>la</strong> ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge en 13 mn). Sur inci<strong>de</strong>nt ( E<br />
> seuil prédéfini), le régu<strong>la</strong>teur passe en pente rapi<strong>de</strong> : 0,9/mn, soit une exploration<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge en 2 mn.<br />
183<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
En fin d'action <strong>de</strong>s rég<strong>la</strong>ges primaire et secondaire<br />
sur une perturbation… <strong>de</strong>ux situations possibles<br />
Utilisation <strong>de</strong> toute <strong>la</strong> réserve secondaire : Pc = Pco + pr ; N = 1 (niveau en butée).<br />
Les écarts ne sont pas entièrement résorbés.<br />
Utilisation d'une partie seulement <strong>de</strong> <strong>la</strong> réserve secondaire Pc = Pco + N.pr.<br />
Les écarts sont corrigés : f = 50 Hz, Pi = Pio.<br />
La droite (N = 1, N = 0,…) caractérise le régu<strong>la</strong>teur <strong>du</strong> groupe.<br />
Le niveau décale <strong>la</strong> droite parallèlement à elle-même.<br />
Notations :<br />
P , : puissance au limiteur<br />
P co<br />
: consigne à 50 Hz et N = 0<br />
P c<br />
: consigne à 50 Hz<br />
p r<br />
: <strong>de</strong>mi-ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire pour un groupe<br />
P n<br />
: puissance nominale<br />
N : niveau<br />
P : puissance active fournie<br />
f : écart <strong>de</strong> fréquence<br />
P i<br />
: puissance échangée avec l'étranger<br />
184<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence<br />
A.1.2.3 LES AJUSTEMENTS MANUELS EN TEMPS RÉEL<br />
Le rég<strong>la</strong>ge tertiaire<br />
L’exemple précé<strong>de</strong>nt montre que l’action <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire, suite à une perturbation,<br />
peut ne pas résorber entièrement les écarts <strong>de</strong> fréquence et <strong>de</strong> transit <strong>de</strong><br />
puissance sur les interconnexions, le niveau atteignant sa butée (N = ±1). La réserve<br />
primaire est alors entamée et <strong>la</strong> réserve secondaire épuisée. L’arrivée en<br />
butée <strong>de</strong> niveau (haute ou basse) peut aussi être le résultat d’une dérive lente<br />
entre <strong>la</strong> consommation et les programmes <strong>de</strong> marche <strong>de</strong>s groupes (image <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
prévision <strong>de</strong> consommation). Il est nécessaire <strong>de</strong> reconstituer les réserves épuisées<br />
pour se prémunir <strong>de</strong> tout nouvel aléa.<br />
En prévision <strong>de</strong> circonstances <strong>de</strong> ce type, il est prévu, par contractualisation<br />
journalière en J-1, une réservation <strong>de</strong> puissance qui est décomposée en plusieurs<br />
pro<strong>du</strong>its selon son dé<strong>la</strong>i <strong>de</strong> mobilisation et sa <strong>du</strong>rée d’utilisation : réserve<br />
tertiaire rapi<strong>de</strong> 15 minutes, réserve tertiaire complémentaire 30 minutes,<br />
réserve à échéance, ... Cette puissance est mobilisée, selon les besoins en temps<br />
réel et les échéances, par appel sur le mécanisme d’ajustement (cf. § 1.5 <strong>de</strong><br />
cette annexe), afin <strong>de</strong> recaler les programmes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction sur <strong>la</strong> réalisation<br />
et <strong>de</strong> reconstituer les réserves primaires et secondaires (f = 50 Hz, N = 0). La<br />
réserve <strong>de</strong> puissance à mobilisation rapi<strong>de</strong> est constituée avec <strong>de</strong>s groupes qui<br />
ne sont pas à <strong>la</strong> puissance maximale ou qui peuvent démarrer rapi<strong>de</strong>ment<br />
(groupes hydrauliques, turbines à combustion). À noter qu’une réserve à <strong>la</strong><br />
baisse est également prévue, toujours par contractualisation.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge tertiaire, coordonné par le dispatching national, a pour but <strong>de</strong> mobiliser<br />
tout au long <strong>de</strong> <strong>la</strong> journée, autant que <strong>de</strong> besoin, <strong>la</strong> réserve tertiaire tout en<br />
cherchant à <strong>la</strong> reconstituer ou à l’ajuster en fonction <strong>de</strong>s évolutions <strong>du</strong> Système.<br />
En s’appuyant sur le mécanisme d’ajustement, il fait appel à <strong>de</strong>s offres à <strong>la</strong><br />
hausse par ordre <strong>de</strong> prix croissant en cas <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction insuffisante. Dans le<br />
cas contraire (excès <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction), on fait appel à <strong>de</strong>s offres à <strong>la</strong> baisse par<br />
ordre <strong>de</strong> prix décroissant.<br />
185<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
LE RÉGLAGE DE LA TENSION<br />
EST UNE NÉCESSITÉ POUR<br />
Exploiter le réseau en assurant <strong>la</strong> sûreté<br />
Maintenir <strong>la</strong> tension d’alimentation<br />
<strong>de</strong>s clients dans les p<strong>la</strong>ges contractuelles<br />
Respecter les contraintes<br />
<strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s matériels<br />
Minimiser les pertes<br />
Utiliser au mieux <strong>la</strong> capacité<br />
<strong>de</strong>s ouvrages <strong>de</strong> transport<br />
186<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
A.1.3.1 POURQUOI RÉGLER LA TENSION ?<br />
Satisfaire les clients, les distributeurs et les pro<strong>du</strong>cteurs<br />
La tension constitue, avec <strong>la</strong> fréquence, un <strong>de</strong>s principaux paramètres <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
sûreté <strong>du</strong> Système. Ce paramètre est commun aux différents utilisateurs :<br />
clients, distributeurs, pro<strong>du</strong>cteurs, raccordés sur un même nœud électrique.<br />
Pour les clients et les distributeurs, chaque contrat <strong>de</strong> fourniture définit <strong>la</strong> tension<br />
d’alimentation déc<strong>la</strong>rée et <strong>la</strong> p<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> variation acceptée autour <strong>de</strong> cette<br />
valeur. Ces <strong>de</strong>ux termes, qui conditionnent le dimensionnement <strong>de</strong>s appareils<br />
récepteurs <strong>de</strong>s clients, doivent être, à tout moment, respectés.<br />
Pour le pro<strong>du</strong>cteur, <strong>la</strong> tension doit également être maintenue dans une p<strong>la</strong>ge<br />
convenue qui soit supportable par les instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, faute <strong>de</strong> quoi<br />
les groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> système électrique.<br />
Satisfaire les besoins <strong>du</strong> Système<br />
Régler <strong>la</strong> tension est également nécessaire pour garantir le bon fonctionnement<br />
global <strong>du</strong> Système, tant sous l’aspect économique que sous l’angle <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté.<br />
Un bon rég<strong>la</strong>ge permet en même <strong>de</strong> temps <strong>de</strong> diminuer les pertes réseau, d’utiliser<br />
au mieux les capacités <strong>de</strong> transport disponibles et d’éviter le risque d’effondrement<br />
en tension, tel que ceux qu’ont connus <strong>la</strong> Belgique en 1982, l’ouest <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
France et le Japon en 1987.<br />
Respecter les contraintes <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s matériels<br />
Enfin, <strong>la</strong> tension doit être maintenue, en tout point <strong>du</strong> réseau HTB, dans une<br />
ban<strong>de</strong> étroite compatible avec le dimensionnement <strong>de</strong>s matériels :<br />
- <strong>de</strong>s tensions trop hautes entraînent le vieillissement ou <strong>la</strong> <strong>de</strong>struction <strong>de</strong>s<br />
matériels raccordés ;<br />
- <strong>de</strong>s tensions trop basses provoquent <strong>de</strong>s surcharges dans les lignes, perturbent<br />
le bon fonctionnement <strong>de</strong> certaines protections et <strong>de</strong>s régleurs<br />
en charge <strong>de</strong>s transformateurs, affectent <strong>la</strong> tenue <strong>de</strong>s auxiliaires <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et, d’une manière plus générale, <strong>de</strong>s process <strong>de</strong>s<br />
utilisateurs <strong>du</strong> RPT.<br />
187<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR<br />
On peut représenter une ligne THT par le schéma<br />
équivalent suivant :<br />
R : résistance <strong>de</strong>s con<strong>du</strong>cteurs<br />
X : in<strong>du</strong>ctance <strong>de</strong> ligne<br />
C : capacité homopo<strong>la</strong>ire <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne<br />
Pour une ligne 400 kV<br />
R 3 / 100 km<br />
X 30 / 100 km<br />
C 1,2 mF / 100 km soit environ 60 MVAR fournis par<br />
100 km <strong>de</strong> ligne à vi<strong>de</strong> (C/2 . U A2<br />
+ C/2 . U B2<br />
)<br />
188<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
La tension : une gran<strong>de</strong>ur qui fluctue<br />
Mais, par nature, <strong>la</strong> tension fluctue. Elle est d’abord affectée par <strong>de</strong>s variations<br />
lentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdomadaire et<br />
quotidienne <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation (sans action préventive <strong>de</strong> <strong>la</strong> part <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>, <strong>la</strong> tension<br />
serait plutôt basse aux heures <strong>de</strong> pointe et haute aux heures creuses) ; elle<br />
subit aussi <strong>de</strong>s variations rapi<strong>de</strong>s liées à <strong>de</strong> multiples aléas : fluctuations aléatoires<br />
<strong>de</strong>s charges, changements <strong>de</strong> topologie <strong>du</strong> réseau, déclenchements d'ouvrages<br />
<strong>de</strong> transport ou <strong>de</strong> groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
Il est donc nécessaire, pour que <strong>la</strong> tension soit maintenue en tout point <strong>du</strong> réseau<br />
HTB dans <strong>la</strong> p<strong>la</strong>ge souhaitée, <strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> moyens <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge adaptés et parfaitement<br />
coordonnés entre eux.<br />
A.1.3.2 TENSION ET RÉACTIF : UN COUPLE INSÉPARABLE<br />
La tension en un point <strong>du</strong> réseau est fonction d'une part <strong>de</strong>s forces électromotrices<br />
<strong>de</strong>s générateurs qui y sont raccordés et, d'autre part, <strong>de</strong>s chutes <strong>de</strong> tension<br />
dans les divers éléments <strong>du</strong> réseau : machines, transformateurs, lignes, ...<br />
Les chutes <strong>de</strong> tension<br />
Si on examine le cas très simple d'une charge alimentée par une source <strong>de</strong> tension<br />
constante, à travers une ligne (cf. schéma ci-<strong>de</strong>ssous),<br />
on peut écrire <strong>de</strong> façon approchée, que <strong>la</strong> chute <strong>de</strong> tension dans <strong>la</strong> ligne (V=<br />
V - V ), in<strong>du</strong>ite par les flux <strong>de</strong> puissance active et réactive (P et Q) appelés par<br />
1 2<br />
<strong>la</strong> charge, est égale à :<br />
V= (R P + X Q) / V 2<br />
189<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La puissance réactive voyage mal.<br />
<strong>RTE</strong> - Lignes 400 kV<br />
Au-<strong>de</strong>là d’une certaine distance,<br />
<strong>la</strong> puissance réactive<br />
fournie par les alternateurs<br />
ne peut pas parvenir là où on en a besoin.<br />
190<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
Pour une ligne THT, X 10 R :<br />
C'est <strong>la</strong> circu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong> réactif qui crée généralement les chutes <strong>de</strong> tension prépondérantes.Tension<br />
et puissance réactive sont donc <strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs très liées.<br />
Ainsi, <strong>la</strong> puissance réactive voyage mal (elle crée <strong>de</strong>s chutes <strong>de</strong> tension). Ce<strong>la</strong> a<br />
pour conséquence qu’au-<strong>de</strong>là d'une certaine distance, <strong>la</strong> puissance réactive<br />
fournie par les alternateurs ou les con<strong>de</strong>nsateurs ne peut pas parvenir jusqu'à<br />
l'endroit où on en a besoin.<br />
La puissance maximale transmissible<br />
V X Q / V 2<br />
Par ailleurs, si l'on considère une charge variable purement active (Zch = Rch)<br />
et que l'on examine l'évolution <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension à ses bornes en fonction <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
puissance active qui lui est transmise à travers <strong>la</strong> ligne, on constate que lorsque<br />
<strong>la</strong> charge augmente (c'est-à-dire lorsque Rch diminue), <strong>la</strong> puissance transmise<br />
à <strong>la</strong> charge commence par augmenter, puis passe par un maximum, avant <strong>de</strong><br />
diminuer (cf. courbe ci-<strong>de</strong>ssous) :<br />
Il existe un point critique (correspondant à <strong>la</strong> tension critique Uc et à <strong>la</strong> puissance<br />
maximale transmissible), au-<strong>de</strong>là <strong>du</strong>quel il <strong>de</strong>vient impossible <strong>de</strong> faire<br />
transiter plus <strong>de</strong> puissance vers <strong>la</strong> charge.<br />
On retrouve là une propriété bien connue :<br />
il existe une valeur maximale <strong>de</strong> puissance active transmissible à une charge à<br />
travers une ligne, à partir d'une source <strong>de</strong> tension constante.<br />
191<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Puissance maximale<br />
transmissible à une charge<br />
La puissance maximale transmissible à une charge<br />
<strong>de</strong>puis une source à tension tenue est égale à :<br />
U<br />
1<br />
2<br />
P max = .<br />
Z<br />
cos<br />
2 (1+cos(ß-))<br />
Elle atteint sa valeur maximale pour = 0 et ß = 90° (Z = X) et vaut alors :<br />
P max =<br />
U 1<br />
2<br />
2 X<br />
La puissance transmissible entre <strong>de</strong>ux points à " tension<br />
tenue " reliés par une réactance est égale à :<br />
P =<br />
U 1 U 2<br />
X<br />
sin <br />
= angle <strong>de</strong> transport<br />
Sa valeur maximale est atteinte pour = 90° et vaut :<br />
P max = U 1 U 2 /X<br />
On voit que, si l’on parvient à maintenir <strong>la</strong> tension constante aux<br />
bornes <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge, <strong>la</strong> puissance maximale transmissible est <strong>de</strong>ux<br />
fois plus gran<strong>de</strong> que lorsque <strong>la</strong> tension est maintenue constante uniquement<br />
aux bornes <strong>du</strong> groupe. D’où l’intérêt <strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> nombreux<br />
points à tensions tenues.<br />
192<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
Pour une charge quelconque Z ch<br />
, cette puissance maximale correspond à une<br />
valeur <strong>de</strong> l'impédance <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge telle que : Z ch<br />
/ Z = 1 et s'exprime <strong>de</strong> <strong>la</strong> manière<br />
suivante :<br />
U<br />
1<br />
2<br />
P max = .<br />
Z<br />
cos<br />
2 (1+cos(-))<br />
où :<br />
U 1 est <strong>la</strong> tension tenue en un point <strong>du</strong> réseau,<br />
Z est l'impédance <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne entre le point à tension tenue et <strong>la</strong> charge,<br />
est le déphasage intro<strong>du</strong>it par <strong>la</strong> charge,<br />
(tg = 0 lorsque <strong>la</strong> charge est compensée exactement),<br />
est le déphasage intro<strong>du</strong>it par <strong>la</strong> ligne.<br />
Cette expression <strong>de</strong> P max<br />
montre, entre autres, que :<br />
- plus <strong>la</strong> tension d'exploitation est haute (U1), plus <strong>la</strong> puissance maximale<br />
transmissible est gran<strong>de</strong>. D'où l'intérêt d'exploiter avec un p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension<br />
le plus haut possible ;<br />
- plus l’impédance <strong>du</strong> réseau est faible (Z), plus <strong>la</strong> puissance maximale<br />
transmissible est gran<strong>de</strong>. D'où l'intérêt d'avoir un réseau suffisamment dimensionné<br />
et d'exploiter avec le maximum <strong>de</strong> lignes disponibles ;<br />
- plus diminue, c'est-à-dire plus <strong>la</strong> compensation <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge augmente<br />
(grâce à l'adjonction <strong>de</strong> con<strong>de</strong>nsateurs), plus <strong>la</strong> puissance transmissible<br />
croît. D'où l'intérêt <strong>de</strong> compenser au maximum (voire <strong>de</strong> surcompenser)<br />
et au plus près <strong>de</strong>s charges, <strong>la</strong> puissance réactive qu'elles<br />
consomment.<br />
A.1.3.3<br />
COMPENSATION DE LA PUISSANCE RÉACTIVE<br />
Régler <strong>la</strong> tension suppose donc, tout d'abord, <strong>de</strong> maîtriser les transits <strong>de</strong> puissance<br />
réactive qui sont <strong>du</strong>s à <strong>de</strong>ux causes :<br />
- <strong>la</strong> consommation <strong>de</strong>s charges : elle est caractérisée par <strong>la</strong> tangente <strong>de</strong>s<br />
récepteurs, très variable selon le type <strong>de</strong> charge, lui-même différent selon<br />
le type <strong>de</strong> jour (ouvré ou non) et l’heure (tangente plus faible en<br />
heures creuses qu’en heures pleines) ;<br />
- les éléments <strong>du</strong> réseau (transformateurs, lignes et câbles) : les lignes peuvent<br />
fournir ou absorber <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive, selon que <strong>la</strong> puissance<br />
transitée est inférieure ou supérieure à sa valeur caractéristique.<br />
193<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La stabilité en tension est dégradée<br />
lorsque <strong>la</strong> tension d’exploitation baisse<br />
ou lorsque les charges sont insuffisamment compensées.<br />
Pour une tg donnée, <strong>la</strong> P max<br />
transmissible augmente avec <strong>la</strong><br />
tension <strong>de</strong> <strong>la</strong> source.<br />
Pour un niveau <strong>de</strong> tension donné, <strong>la</strong> P max<br />
transmissible augmente<br />
avec <strong>la</strong> compensation <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge.<br />
194<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
Comment exercer une compensation efficace <strong>du</strong> réactif pour maîtriser ces transits ?<br />
Sur les réseaux <strong>de</strong> distribution<br />
Comme <strong>la</strong> puissance réactive voyage mal, les problèmes <strong>de</strong> réactif doivent être<br />
au maximum traités localement si l’on veut pouvoir les régler. Les interfaces<br />
entre transport et distribution ne peuvent donc pas être négligées vis-à-vis <strong>de</strong><br />
cette question.<br />
La meilleure compensation est à l'évi<strong>de</strong>nce celle qui est effectuée au niveau <strong>de</strong>s<br />
appareils d’utilisation eux-mêmes en incitant le client, par un tarif approprié, à<br />
installer <strong>de</strong>s con<strong>de</strong>nsateurs. Mais elle n'est pas toujours suffisante et doit donc<br />
être complétée par une compensation effectuée directement sur les réseaux <strong>de</strong><br />
distribution. Celle-ci est réalisée à l'ai<strong>de</strong> <strong>de</strong> con<strong>de</strong>nsateurs installés sur les<br />
réseaux HTA et commandés, pour l'essentiel, <strong>de</strong> manière automatique par <strong>de</strong>s<br />
re<strong>la</strong>is varmétriques. Pour obtenir une "bonne compensation", il est indispensable<br />
<strong>de</strong> disposer <strong>de</strong> con<strong>de</strong>nsateurs en quantité suffisante, installés là où ce<strong>la</strong><br />
est nécessaire et commandés <strong>de</strong> façon efficace par <strong>de</strong>s re<strong>la</strong>is varmétriques disponibles<br />
et bien réglés. En cas contraire, il en résulte <strong>de</strong>s problèmes <strong>de</strong> tenue<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> tension sur le réseau <strong>de</strong> distribution qui ont <strong>de</strong>s conséquences néfastes<br />
sur <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport.<br />
Sur les réseaux <strong>de</strong> transport<br />
La compensation <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive est également nécessaire à ce niveau.<br />
Elle a pour but <strong>de</strong> compléter (si nécessaire) celle <strong>de</strong>s réseaux <strong>de</strong> distribution et<br />
<strong>de</strong> réaliser <strong>la</strong> compensation <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport.<br />
Les alternateurs raccordés au réseau <strong>de</strong> transport peuvent fournir ou absorber<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive <strong>de</strong> façon très simple, en faisant varier leur courant<br />
d’excitation. Ceci n’est bien sûr possible que dans les limites <strong>de</strong> réserve <strong>du</strong><br />
réactif permises par leur "diagramme <strong>de</strong> fonctionnement".<br />
C’est pourquoi il faut que les moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction soient construits <strong>de</strong> façon<br />
à disposer <strong>de</strong> réserves <strong>de</strong> réactif suffisantes. Il faut aussi que ces possibilités<br />
soient réellement disponibles, et que les réserves réelles soient connues <strong>de</strong>s<br />
exploitants <strong>du</strong> Système ; dans le cas contraire, <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> réseau est mise en<br />
danger, puisque les exploitants risquent <strong>de</strong> compter sur <strong>de</strong>s réserves qui en fait<br />
n’existent pas.<br />
195<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
196<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Régler <strong>la</strong> tension suppose <strong>de</strong> maîtriser<br />
les transits <strong>de</strong> puissance réactive
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
L’action <strong>de</strong>s groupes peut se révéler insuffisante, <strong>du</strong> fait <strong>de</strong> leur localisation sur<br />
le réseau (le réactif voyage mal !), <strong>de</strong> leur indisponibilité ou <strong>de</strong> leurs possibilités<br />
limitées. Il est donc nécessaire <strong>de</strong> recourir à d’autres moyens <strong>de</strong> compensation<br />
: con<strong>de</strong>nsateurs, réactances, voire compensateurs synchrones. Ici aussi,<br />
il est primordial pour <strong>la</strong> sûreté que ces moyens soient installés là où il convient<br />
et soient effectivement disponibles.<br />
Compte tenu <strong>de</strong>s caractéristiques très différentes <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et<br />
<strong>de</strong>s con<strong>de</strong>nsateurs, en matière <strong>de</strong> contribution au rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension et <strong>de</strong><br />
compensation <strong>du</strong> réactif, un usage pertinent <strong>de</strong> ces différents moyens s’impose.<br />
Les groupes fournissent un réactif qui est mobilisable instantanément et<br />
peut être régulé <strong>de</strong> façon très fine. De son côté, <strong>la</strong> manœuvre <strong>de</strong>s gradins <strong>de</strong><br />
con<strong>de</strong>nsateur nécessite <strong>de</strong>s dé<strong>la</strong>is et se fait en tout ou rien ; <strong>de</strong> plus, le réactif<br />
fourni par un con<strong>de</strong>nsateur diminue quand sa tension baisse. Les con<strong>de</strong>nsateurs<br />
sont un moyen utile, mais leur réactif n’est pas <strong>du</strong> tout comparable au<br />
réactif "dynamique" <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
En pratique, on privilégie <strong>la</strong> mobilisation <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> compensation statique<br />
(con<strong>de</strong>nsateurs, réactances) afin <strong>de</strong> préserver une partie <strong>du</strong> réactif <strong>de</strong>s<br />
groupes pour les rég<strong>la</strong>ges fins et rapi<strong>de</strong>s et <strong>la</strong> réponse aux inci<strong>de</strong>nts.<br />
A.1.3.4<br />
RÉGLAGE DE LA TENSION DE RÉSEAU THT<br />
Sur le réseau THT, le contrôle <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension en régime normal est obtenu par une<br />
succession <strong>de</strong> trois niveaux <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> ayant <strong>de</strong>s constantes <strong>de</strong> temps échelonnées<br />
dans le temps et permettant <strong>de</strong> mobiliser les réserves réactives sur <strong>de</strong>s<br />
zones <strong>de</strong> plus en plus éten<strong>du</strong>es.<br />
Sur les réseaux <strong>de</strong> niveau <strong>de</strong> tension inférieur (90, 63 kV et HTA), le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> tension est assuré par les régleurs en charge automatiques installés sur les<br />
transformateurs THT/HT et HTB/HTA.<br />
197<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Limites constructives <strong>de</strong> l’alternateur :<br />
le diagramme P-Q aux bornes <strong>du</strong> stator<br />
Pour une tension donnée aux bornes stator, le domaine <strong>de</strong> fonctionnement<br />
possible <strong>de</strong> l’alternateur a l’allure suivante, exprimé dans les axes<br />
puissance active-puissance réactive.<br />
2<br />
1<br />
3<br />
4<br />
Les limites <strong>du</strong> domaine correspon<strong>de</strong>nt à diverses contraintes physiques :<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
limite liée à l’échauffement <strong>de</strong>s zones d’extrémité <strong>du</strong> stator<br />
(combinaison <strong>de</strong>s flux stator et rotor),<br />
limite d’intensité stator<br />
(problème d’échauffement <strong>de</strong>s circuits statoriques),<br />
limite <strong>de</strong> courant rotor (problème d’échauffement <strong>de</strong>s circuits<br />
magnétiques dû aux pertes fer) (cas <strong>de</strong>s turboalternateurs),<br />
limite <strong>de</strong> l’in<strong>du</strong>ction dans l’entrefer (échauffement <strong>de</strong>s tôles <strong>du</strong><br />
circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas <strong>de</strong>s turboalternateurs),<br />
À chaque valeur <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension stator correspond un diagramme différent.<br />
198<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
Le rég<strong>la</strong>ge primaire automatique <strong>de</strong> tension<br />
Les alternateurs sont les seules sources qui permettent d’avoir sur le réseau <strong>de</strong><br />
transport <strong>de</strong>s points à tension régulée constante ; il faut pour ce<strong>la</strong> qu’ils soient<br />
équipés d’un régu<strong>la</strong>teur primaire <strong>de</strong> tension. Ce dispositif automatique asservit<br />
<strong>de</strong>s gran<strong>de</strong>urs locales (le plus souvent <strong>la</strong> tension, plus exceptionnellement <strong>la</strong><br />
puissance réactive) à <strong>de</strong>s valeurs <strong>de</strong> consigne, en agissant sur <strong>la</strong> tension d’excitation<br />
<strong>de</strong> l’alternateur.<br />
Cette action est quasiment instantanée et elle permet <strong>de</strong> répondre aux fluctuations<br />
aléatoires <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge, changements <strong>de</strong> topologie et inci<strong>de</strong>nts, <strong>du</strong> moins<br />
tant que le groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction n’atteint pas ses limites <strong>de</strong> réactif. Il s’agit<br />
ainsi <strong>du</strong> moyen le plus précieux qui existe en matière <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> tension.<br />
Tout doit donc être fait pour que les groupes soient équipés <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>teurs primaires<br />
bien réglés et pour que les possibilités <strong>de</strong> réactif <strong>de</strong>s groupes soient<br />
réellement disponibles et connues <strong>de</strong>s opérateurs <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge secondaire automatique <strong>de</strong> tension<br />
Lorsqu’ils sont sollicités, les régu<strong>la</strong>teurs primaires agissent instantanément et<br />
trouvent automatiquement un nouveau point <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> l’alternateur.<br />
Si l’on n’agit pas sur les consignes <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs, certains groupes risquent<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ire inutilement <strong>du</strong> réactif qui sera consommé par d’autres.<br />
Par ailleurs, au-<strong>de</strong>là <strong>de</strong> l’action locale <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs primaires et <strong>de</strong> celle <strong>de</strong>s<br />
régleurs en charge, <strong>la</strong> maîtrise <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension nécessite <strong>de</strong>s actions plus<br />
globales, au niveau régional, pour faire face aux variations <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge et <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
topologie.<br />
Cette coordination <strong>de</strong>s actions est assurée sur le réseau THT français <strong>de</strong> façon<br />
automatique par le rég<strong>la</strong>ge secondaire <strong>de</strong> tension (RST).<br />
Son principe consiste à organiser le réseau en "zones" <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge et à contrôler<br />
le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension séparément à l’intérieur <strong>de</strong> chaque zone en agissant <strong>de</strong> façon<br />
automatique et coordonnée sur <strong>la</strong> puissance réactive <strong>de</strong> certains groupes <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés "groupes<br />
rég<strong>la</strong>nts".<br />
L’action <strong>du</strong> RST consiste à réguler <strong>la</strong> tension d’un point particulier <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone, le<br />
"point pilote", qui est choisi <strong>de</strong> façon à ce que sa tension soit bien représentative<br />
<strong>de</strong> celle <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone.<br />
199<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Mo<strong>de</strong> <strong>de</strong> réalisation <strong>du</strong> RST<br />
Le RST assure simultanément, dans chaque zone, <strong>la</strong> régu<strong>la</strong>tion <strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong><br />
tension et <strong>la</strong> répartition <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance réactive entre les groupes rég<strong>la</strong>nts.<br />
Le schéma d’asservissement comporte une boucle <strong>de</strong> régu<strong>la</strong>tion située<br />
au dispatching régional (régu<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> zone) qui permet <strong>de</strong> modifier<br />
automatiquement <strong>la</strong> consigne <strong>du</strong> régu<strong>la</strong>teur primaire <strong>de</strong> tension <strong>de</strong>s<br />
groupes asservis.<br />
Transmission <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension <strong>du</strong> point pilote Vp<br />
Jeu <strong>de</strong> barres<br />
pilote<br />
Consigne<br />
Vc<br />
Régu<strong>la</strong>teur<br />
<strong>de</strong> zone<br />
Dispatching<br />
régional<br />
Niveau<br />
N<br />
Participation<br />
Qr<br />
X<br />
Boucle<br />
en<br />
réactif<br />
Consigne Uo<br />
réactif pro<strong>du</strong>it par le groupe<br />
Régu<strong>la</strong>teur<br />
primaire<br />
<strong>de</strong> tension<br />
Uex<br />
tension stator U<br />
Groupe i + 1<br />
Groupe i + 2<br />
Groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction i<br />
Réseau<br />
p<br />
Vc : tension <strong>de</strong> consigne <strong>du</strong> RST (pour le point pilote)<br />
Uex : tension d'excitation <strong>de</strong> l'alternateur<br />
Vp : tension mesurée au point pilote<br />
Uo : consigne <strong>du</strong> régu<strong>la</strong>teur primaire <strong>de</strong> tension<br />
200<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
Pour que ce dispositif soit efficace, il convient <strong>de</strong> disposer dans <strong>la</strong> zone <strong>de</strong><br />
groupes rég<strong>la</strong>nts capables <strong>de</strong> fournir une puissance réactive suffisante.<br />
Il faut aussi qu’il soit possible <strong>de</strong> trouver <strong>de</strong>s zones <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge suffisamment<br />
indépendantes. Comme l’évolution <strong>du</strong> système électrique a accentué les coup<strong>la</strong>ges<br />
entre zones, ceci a con<strong>du</strong>it à développer un nouveau système, appelé<br />
rég<strong>la</strong>ge secondaire coordonné <strong>de</strong> tension (RSCT), utilisé dans <strong>la</strong> région Ouest,<br />
capable <strong>de</strong> tenir compte <strong>de</strong> ces interactions.<br />
La bonne contribution <strong>du</strong> RST et <strong>du</strong> RSCT à <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong><br />
Système <strong>de</strong>man<strong>de</strong> bien sûr <strong>de</strong>s actions appropriées <strong>de</strong>s opérateurs : maintien<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> disponibilité et <strong>de</strong> <strong>la</strong> performance <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs, mise à disposition <strong>de</strong><br />
liaisons <strong>de</strong> transmission fiables et performantes, respect <strong>de</strong>s consignes d’exploitation.<br />
Il faut aussi qu’un nombre suffisant <strong>de</strong> groupes participent aux<br />
rég<strong>la</strong>ges primaire et secondaire.<br />
Le rég<strong>la</strong>ge tertiaire <strong>de</strong> tension<br />
Le rég<strong>la</strong>ge tertiaire <strong>de</strong> tension est manuel. Il s’agit <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s actions<br />
commandées par les opérateurs <strong>de</strong>s dispatchings pour coordonner le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong><br />
tension entre les différentes zones <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire.<br />
Les régleurs en charge <strong>de</strong> transformateurs<br />
Afin <strong>de</strong> maintenir le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension sur les réseaux 90 kV et 63 kV (et en HTA),<br />
les transformateurs THT/90-63 kV (et les transformateurs HTB/HTA) sont munis<br />
<strong>de</strong> régleurs en charge automatiques. En modifiant le rapport <strong>de</strong> transformation<br />
en fonction <strong>de</strong>s variations <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension au primaire, les régleurs permettent <strong>de</strong><br />
maintenir <strong>la</strong> tension autour <strong>de</strong> <strong>la</strong> valeur <strong>de</strong> consigne au secondaire. Les changements<br />
<strong>de</strong> prise sont effectués avec une temporisation initiale (passage <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
première prise) <strong>de</strong> 30 secon<strong>de</strong>s pour les transformateurs <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport<br />
(1 minute pour les transformateurs HTB/HTA), puis <strong>de</strong> 10 secon<strong>de</strong>s pour le<br />
passage <strong>de</strong>s prises suivantes.<br />
Très utiles en situation normale, ces dispositifs risquent en situation d’inci<strong>de</strong>nt<br />
<strong>de</strong> contribuer aux écroulements en tension (cf. § suivant).<br />
201<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Illustration <strong>de</strong> l’action <strong>du</strong> RST<br />
Considérons sur le réseau simplifié suivant que le groupe G2 en<br />
pleine fourniture <strong>de</strong> réactif déclenche à t = t 0<br />
Évolution <strong>de</strong>s tensions si le RST est hors service :<br />
Évolution <strong>de</strong>s tensions si le RST est en service :<br />
202<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension<br />
A.1.3.5 LE PROBLÈME DE L’ÉCROULEMENT DE TENSION<br />
La marge qui sépare, à tout instant, le fonctionnement <strong>du</strong> Système <strong>de</strong> l’écroulement<br />
en tension dépend beaucoup <strong>de</strong>s conditions d’exploitation <strong>du</strong> réseau :<br />
valeur <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension, choix <strong>de</strong>s prises <strong>de</strong>s autotransformateurs et <strong>de</strong>s transformateurs<br />
principaux <strong>de</strong>s groupes, évolution <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge, topologie, points où <strong>la</strong><br />
tension peut être tenue par <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, déclenchements <strong>de</strong><br />
lignes, ... Elle peut se ré<strong>du</strong>ire soudainement en présence d’aléas, tels que le<br />
déclenchement <strong>de</strong> groupes ou l’atteinte par les groupes <strong>de</strong> leurs limites <strong>de</strong><br />
réactif.<br />
Les régleurs en charge <strong>de</strong>s transformateurs risquent <strong>de</strong> favoriser les écroulements<br />
<strong>de</strong> tension si <strong>de</strong>s précautions ne sont pas prises. En effet, lorsqu’ils<br />
détectent une tension basse <strong>du</strong> côté <strong>de</strong>s charges, ils provoquent <strong>de</strong>s changements<br />
<strong>de</strong> prise jusqu’à retrouver <strong>la</strong> tension <strong>de</strong> consigne souhaitée. Ceci con<strong>du</strong>it<br />
à augmenter les courants dans les lignes côté HTB et à accroître les chutes <strong>de</strong><br />
tension, en rapprochant toujours plus le point <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> Système<br />
<strong>du</strong> point critique caractérisant l’écroulement <strong>de</strong> tension. Dans ce cas, en France,<br />
<strong>de</strong>s dispositifs automatiques permettent <strong>de</strong> bloquer les régleurs en charge sur<br />
<strong>la</strong> prise courante, voire <strong>de</strong> revenir à une prise plus haute. Le critère <strong>de</strong> blocage<br />
est le franchissement d’un seuil minimal <strong>de</strong> tension sur un noeud électrique<br />
représentatif <strong>de</strong> chaque zone <strong>du</strong> réseau.<br />
203<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
204<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
La règle <strong>du</strong> N-k définit le niveau<br />
<strong>de</strong> risque maximal accepté.
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.4 La règle <strong>du</strong> N-k<br />
L'exploitant <strong>du</strong> Système doit faire en sorte, qu'à tout instant, le Système reste<br />
viable après un aléa hypothétique sur <strong>la</strong> situation nominale con<strong>du</strong>isant à <strong>la</strong><br />
perte (1) <strong>de</strong> k ouvrages (cf. § 2.3). Vis-à-vis <strong>de</strong> ce type d’aléa, il peut néanmoins<br />
tolérer un certain risque en fonction d'un arbitrage coût - sûreté.<br />
La règle <strong>du</strong> N-k définit le niveau <strong>de</strong> risque maximal toléré, évalué par une<br />
valeur <strong>de</strong> référence <strong>du</strong> pro<strong>du</strong>it "Probabilité <strong>de</strong> l’événement x Profon<strong>de</strong>ur <strong>de</strong><br />
coupure" : plus <strong>la</strong> probabilité d’un événement est forte, plus <strong>la</strong> coupure admise<br />
(en MW) est faible.<br />
Cette valeur <strong>de</strong> référence partage le p<strong>la</strong>n "conséquences - probabilité" en quatre<br />
domaines distincts :<br />
- <strong>la</strong> zone <strong>de</strong>s risques acceptables (zone 4),<br />
- <strong>la</strong> zone <strong>de</strong>s risques inacceptables (zone 3),<br />
- <strong>la</strong> zone <strong>de</strong>s conséquences inacceptables (zone 2),<br />
- <strong>la</strong> zone <strong>de</strong>s risques pour <strong>la</strong>quelle l'exploitant <strong>du</strong> Système accepte <strong>de</strong> solliciter<br />
le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense (zone 1).<br />
Si les conséquences potentielles d'un aléa sont inacceptables (zone 2) ou si le<br />
risque encouru est supérieur au risque maximal toléré (zone 3), l'exploitant <strong>du</strong><br />
Système doit ramener <strong>la</strong> coupure prévisionnelle aux niveaux tolérés ou, si ce<br />
n'est pas possible, <strong>la</strong> minimiser, en prévisionnel et en temps réel.<br />
Pour ce<strong>la</strong>, il peut mettre en œuvre <strong>de</strong>s moyens entraînant <strong>de</strong>s surcoûts d'exploitation.<br />
Lorsque plusieurs solutions sont possibles, il doit chercher à minimiser<br />
les conséquences <strong>de</strong>s événements redoutés.<br />
(1) : Il s’agit bien <strong>de</strong> <strong>la</strong> perte d’ouvrages ; les ouvrages consignés sont déjà déc<strong>la</strong>rés<br />
hors service dans l’état nominal <strong>du</strong> réseau.<br />
205<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
La perte d’un groupe <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ne doit pas avoir<br />
d’impact sur l’alimentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle.<br />
SNET - Centrale <strong>de</strong> Provence<br />
206<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.4 La règle <strong>du</strong> N-k<br />
Le tableau ci-après dresse une liste d'événements types à prendre en compte et<br />
précise, pour chacun, les conséquences et les risques tolérés.<br />
207<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Des réserves <strong>de</strong> puissance active<br />
doivent être pré-disposées<br />
pour assurer l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong><br />
et résoudre les congestions sur le RPT.<br />
EDF - CNPE <strong>de</strong> Saint-Laurent-<strong>de</strong>s-Eaux<br />
208<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
A.1.5.1 LES RÉSERVES ET MARGES D’EXPLOITATION<br />
A.1.5.1.1 Les besoins <strong>de</strong> réserves<br />
Conformément au rôle qui lui est assigné par l’article 15 <strong>de</strong> <strong>la</strong> loi n° 2000-108, <strong>RTE</strong><br />
assure l'équilibre entre l’offre et <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> sur l’ensemble <strong>du</strong> système électrique<br />
français et résout les éventuelles congestions <strong>du</strong> réseau public <strong>de</strong> transport, sur un<br />
horizon al<strong>la</strong>nt <strong>de</strong> <strong>la</strong> préparation journalière en J-1 jusqu’au temps réel en J.<br />
Chaque pro<strong>du</strong>cteur gère <strong>la</strong> mobilisation <strong>de</strong>s moyens nécessaires pour fournir <strong>la</strong><br />
consommation <strong>de</strong> ses clients, et certains aléas. <strong>RTE</strong> établit sa prévision <strong>de</strong><br />
consommation globale France et calcule les valeurs <strong>de</strong>s réserves requises pour<br />
couvrir les différents types d’aléas.<br />
En temps réel, les rég<strong>la</strong>ges primaire, secondaire et tertiaire permettent <strong>de</strong> gérer<br />
l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong>, en utilisant <strong>de</strong>s réserves ménagées à cet effet. <strong>RTE</strong><br />
évalue les réserves effectivement disponibles. Si celles-ci sont insuffisantes, <strong>RTE</strong><br />
procè<strong>de</strong> à <strong>de</strong>s ajustements sur les moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
A.1.5.1.2 Les aléas sur l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong><br />
• Aléas sur <strong>la</strong> consommation<br />
L'aléa météorologique (température, nébulosité) a une forte influence sur <strong>la</strong><br />
consommation : ainsi, en hiver ou inter-saison, un écart <strong>de</strong> température d'un<br />
<strong>de</strong>gré se tra<strong>du</strong>it par une variation <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation pouvant atteindre 1 600<br />
MW. De même, en été, lorsque <strong>la</strong> température est supérieure à 25 0 C, un <strong>de</strong>gré<br />
<strong>de</strong> plus génère une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW <strong>du</strong>e au<br />
fonctionnement <strong>de</strong>s divers moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> froid (ce phénomène<br />
augmente chaque année avec le niveau d’équipement en appareils <strong>de</strong><br />
venti<strong>la</strong>tion ou <strong>de</strong> climatisation).<br />
Une autre perturbation sur <strong>la</strong> consommation est liée aux enclenchements ou<br />
déconnexions <strong>de</strong> charges en début et fin <strong>de</strong> pério<strong>de</strong>s tarifaires (heures<br />
creuses, EJP, …).<br />
• Aléas sur <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
Les moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, comme tous les composants <strong>du</strong> Système, sont affectés<br />
dans leur fonctionnement par un certain nombre d’événements fortuits et/ou <strong>de</strong><br />
limitations entraînant, en temps réel, l’indisponibilité fortuite d’un certain volume<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
209<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Depuis le 1 er juin 1998,<br />
<strong>la</strong> valeur recommandée par l’UCTE<br />
est déterminée à partir <strong>de</strong> <strong>la</strong> courbe ci-<strong>de</strong>ssous :<br />
Cette courbe, <strong>de</strong> <strong>la</strong> forme :<br />
Pr =<br />
a L max<br />
+ b 2 - b<br />
est établie <strong>de</strong> manière empirique avec :<br />
a = 10 et b = 150<br />
P r<br />
= Demi-ban<strong>de</strong> <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire recommandée en MW<br />
L max<br />
= Charge maximale prévue <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge en MW<br />
pour <strong>la</strong> pério<strong>de</strong> considérée<br />
210<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
• Variations sur les échanges internationaux<br />
L’augmentation sensible <strong>de</strong>s échanges est accompagnée d’une concentration <strong>de</strong>s<br />
modifications <strong>de</strong>s programmes d’échanges à certaines heures et <strong>de</strong>s<br />
"changements<strong>de</strong> parallèle" <strong>de</strong> plusieurs milliers <strong>de</strong> MW entre <strong>la</strong> France et les autres<br />
pays sont courants. Dans ces phases <strong>de</strong> transition, le rég<strong>la</strong>ge secondaire<br />
fréquence-puissance est fortement sollicité.<br />
A.1.5.1.3 Définition et dimensionnement <strong>de</strong>s réserves et marges<br />
Réserve primaire<br />
Dans un réseau interconnecté, <strong>la</strong> réserve primaire est <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s réserves<br />
primaires <strong>de</strong>s groupes en rég<strong>la</strong>ge primaire. La réserve primaire d’un groupe est<br />
<strong>la</strong> marge <strong>de</strong> puissance allouée au rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong> fréquence (cf. annexe A.1.2).<br />
La règle UCTE prescrit pour <strong>la</strong> France une réserve primaire <strong>de</strong> 700 MW en<br />
permanence (+ 150 MW si fréquence <strong>de</strong> référence à 49,99 Hz / - 150 MW si<br />
fréquence <strong>de</strong> référence à 50,01 Hz).<br />
Réserve secondaire<br />
Pour un GRT ou plusieurs GRT appartenant à un même bloc <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge, <strong>la</strong> réserve<br />
secondaire est <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s réserves secondaires <strong>de</strong>s groupes asservis au rég<strong>la</strong>ge<br />
secondaire fréquence-puissance.<br />
La réserve secondaire (instantanée) d’un groupe correspond à <strong>la</strong> puissance (à <strong>la</strong><br />
hausse ou à <strong>la</strong> baisse) encore disponible sous l'action <strong>du</strong> RSFP à un moment donné,<br />
compte tenu <strong>de</strong> <strong>la</strong> valeur <strong>du</strong> niveau N <strong>de</strong> RSFP à cet instant. Elle est égale à <strong>la</strong><br />
Participation au RSFP lorsque le niveau N <strong>de</strong> RSFP est égal à 0, hypothèse prise dans<br />
les étu<strong>de</strong>s prévisionnelles.<br />
<strong>RTE</strong> détermine pour chaque point <strong>de</strong>mi-horaire le besoin <strong>de</strong> réserve secondaire : valeur recommandée<br />
par l’UCTE pour les pério<strong>de</strong>s où le gradient <strong>de</strong> <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> (consommation<br />
France + échanges internationaux) est faible (cf. page ci-contre) ou valeur<br />
majorée pour les pério<strong>de</strong>s où le gradient <strong>de</strong> <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> est fort, avec un minimum <strong>de</strong><br />
500 MW quel que soit le niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong>.<br />
Réserve tertiaire<br />
La réserve tertiaire, à <strong>la</strong> hausse ou à <strong>la</strong> baisse, est <strong>la</strong> puissance mobilisable en moins<br />
d’une <strong>de</strong>mi-heure. Elle est constituée à partir <strong>de</strong>s offres d'ajustement soumises sur le<br />
mécanisme d’ajustement (cf. § 1.5.2 <strong>de</strong> cette annexe) qui ont un dé<strong>la</strong>i <strong>de</strong> mobilisation<br />
compatible avec l'utilisation envisagée dans le cadre <strong>du</strong> fonctionnement<br />
normal <strong>de</strong> ce mécanisme.<br />
211<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Elle comprend <strong>de</strong>ux parties :<br />
• <strong>la</strong> réserve tertiaire rapi<strong>de</strong> : réserve <strong>de</strong> puissance mobilisable en moins <strong>de</strong> 15<br />
minutes, pour une <strong>du</strong>rée garantie d’au moins une heure pour chaque activation<br />
et au moins <strong>de</strong>ux fois par jour.<br />
D’une valeur minimale <strong>de</strong> 1 000 MW, <strong>la</strong> réserve tertiaire rapi<strong>de</strong> a vocation à<br />
compléter les contributions au service <strong>de</strong> rég<strong>la</strong>ge secondaire <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence.<br />
• <strong>la</strong> réserve tertiaire complémentaire : réserve <strong>de</strong> puissance mobilisable dans<br />
un dé<strong>la</strong>i compris entre 15 minutes et une <strong>de</strong>mi-heure, pour une <strong>du</strong>rée garantie<br />
d'au moins six heures consécutives pour chaque activation et au moins<br />
une fois par jour.<br />
D’une valeur minimale <strong>de</strong> 500 MW, <strong>la</strong> réserve tertiaire complémentaire est <strong>de</strong>stinée<br />
à reconstituer <strong>la</strong> réserve tertiaire rapi<strong>de</strong>.<br />
Réserve différée<br />
Puissance mobilisable dans un dé<strong>la</strong>i supérieur à une <strong>de</strong>mi-heure et dont l'utilisation<br />
est garantie pour une <strong>du</strong>rée consécutive donnée. La réserve différée permet <strong>de</strong><br />
reconstituer chaque fois que ce<strong>la</strong> est nécessaire le niveau <strong>de</strong> réserve tertiaire à <strong>la</strong><br />
hausse (ou à <strong>la</strong> baisse) voulu, donc le niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> marge d'exploitation.<br />
Marge d’exploitation (ou Marge)<br />
À l'instant t 0<br />
, <strong>la</strong> marge d'exploitation pour une échéance donnée t 0<br />
correspond à <strong>la</strong> différence entre :<br />
+ d<br />
- d'une part, l’offre (1) connue à l’instant t 0<br />
comme <strong>de</strong>vant être disponible à t 0<br />
+ d<br />
(à l’exception d'actions exceptionnelles ou <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong>),<br />
- d'autre part, <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> estimée à l’instant t 0<br />
comme probable à t 0<br />
+ d.<br />
Pour une marge à <strong>la</strong> hausse (ou à <strong>la</strong> baisse), c'est <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction maximale (ou <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
minimale) offerte qui sera prise en compte.<br />
Des disponibilités <strong>de</strong> réserves convenues entre GRT à l’horizon t 0<br />
+ d (réserves<br />
"communes") peuvent aussi s’intégrer, le cas échéant, à <strong>la</strong> marge d’exploitation.<br />
212<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
(1) : Par offre on entend pour l’essentiel <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction disponible ou déc<strong>la</strong>rée comme telle<br />
par les responsables <strong>de</strong> programmation dans les programmes d'appel et <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
offerte dans le cadre <strong>du</strong> fonctionnement normal <strong>du</strong> mécanisme d'ajustement.
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
Liens entre réserves et marge d’exploitation : exprimée d'une autre façon, <strong>la</strong><br />
marge est <strong>la</strong> somme algébrique <strong>de</strong>s réserves secondaire (ou plus précisément <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> participation au RSFP <strong>de</strong>s groupes), tertiaire, différée, communes, qui<br />
correspon<strong>de</strong>nt chacune à <strong>de</strong>s caractéristiques particulières, et <strong>du</strong> "bouc<strong>la</strong>ge" (1) .<br />
La marge d'exploitation courante correspond à <strong>la</strong> marge constatée à l'instant<br />
courant t 0<br />
. Elle est établie à partir <strong>de</strong>s valeurs courantes connues à l'instant t 0<br />
<strong>de</strong>s<br />
réserves et <strong>du</strong> bouc<strong>la</strong>ge et tra<strong>du</strong>it le <strong>de</strong>gré <strong>de</strong> sévérité <strong>de</strong> <strong>la</strong> situation vécue à t 0.<br />
Marge 15 minutes<br />
Il s'agit <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance mobilisable en moins <strong>de</strong> 15 minutes. Elle est constituée <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> réserve tertiaire rapi<strong>de</strong> et <strong>de</strong> <strong>la</strong> réserve secondaire et doit permettre <strong>de</strong> compenser<br />
<strong>la</strong> perte <strong>du</strong> plus gros groupe couplé (qui peut être d’environ 1 500 MW).<br />
Quelles marges conserver ?<br />
La marge requise est <strong>la</strong> marge jugée nécessaire pour respecter un niveau <strong>de</strong> risque<br />
prédéfini <strong>de</strong> faire appel aux moyens permettant d’éviter une défail<strong>la</strong>nce <strong>du</strong> système<br />
électrique liée à l’équilibre pro<strong>du</strong>ction-<strong>de</strong>man<strong>de</strong>. Elle est fonction <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction/<strong>de</strong>man<strong>de</strong>, <strong>de</strong> <strong>la</strong> fiabilité estimée <strong>de</strong>s moyens <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
caractérisation <strong>de</strong>s aléas <strong>de</strong> consommation, ...<br />
Chaque jour, en J-1, <strong>RTE</strong> définit ce volume pour diverses échéances représentatives et<br />
s’assure, en J-1 puis en temps réel, que <strong>la</strong> marge disponible à ces échéances reste<br />
supérieure à <strong>la</strong> valeur requise. Il vérifie plus particulièrement que les offres présentes<br />
sur le mécanisme d’ajustement permettent d’atteindre cet objectif.<br />
Le risque admis<br />
Les marges d’exploitation permettent <strong>de</strong> faire face aux aléas. Les fournisseurs ont <strong>la</strong><br />
responsabilité <strong>de</strong> constituer les marges leur permettant <strong>de</strong> se couvrir contre les risques<br />
associés à leurs engagements contractuels. Les textes règlementaires ne fixant pas le<br />
niveau <strong>de</strong> risque minimal pour lequel les acteurs doivent se couvrir, ces <strong>de</strong>rniers<br />
déterminent eux-mêmes ce niveau.<br />
<strong>RTE</strong>, compte tenu <strong>de</strong> son expérience dans ce domaine, définit le niveau <strong>de</strong> risque qu’il<br />
lui paraît pertinent <strong>de</strong> couvrir pour l’ensemble <strong>du</strong> système électrique français. Ce<br />
niveau est défini et va<strong>la</strong>ble pour les différents horizons temporels. Les règles<br />
(1) : Le bouc<strong>la</strong>ge est un indicateur caractérisant le déséquilibre entre <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction programmée<br />
(en fait <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s consignes <strong>de</strong> puissance active transmises aux pro<strong>du</strong>cteurs<br />
par <strong>RTE</strong>) et <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> (consommation + échanges).<br />
213<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
actuelles sont telles que <strong>la</strong> probabilité <strong>de</strong> faire appel à <strong>de</strong>s moyens exceptionnels<br />
et actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> (interruption <strong>de</strong> contrat, délestage <strong>de</strong> clientèle, montée<br />
à P max<br />
pour les groupes, ...) soit inférieure à :<br />
- 1 % à <strong>la</strong> pointe <strong>du</strong> matin,<br />
- 4 % à <strong>la</strong> pointe <strong>du</strong> soir.<br />
Ordres <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>ur<br />
À risque constant, <strong>la</strong> marge nécessaire évolue en fonction <strong>de</strong> l’horizon temporel<br />
considéré : à <strong>de</strong>s échéances rapprochées, <strong>la</strong> marge requise diminue en volume<br />
puisque les risques d’aléas décroissent et que l’avenir est <strong>de</strong> plus en plus<br />
déterministe ; a contrario, aux échéances plus lointaines, le volume augmente<br />
puisque l’incertitu<strong>de</strong> sur les aléas s’accroît. L’accroissement <strong>du</strong> volume n’est<br />
cependant pas une fonction linéaire puisque doivent rentrer en ligne <strong>de</strong> compte<br />
les moyens qui peuvent être ren<strong>du</strong>s disponibles d’ici à l’échéance <strong>du</strong> temps réel.<br />
L’objectif, tel qu’il est d’usage dans les règles d’exploitation <strong>du</strong> Système, est <strong>de</strong><br />
disposer en temps réel d’une marge <strong>de</strong> 2 300 MW à échéance 2 heures et<br />
d’environ 1 500 MW à 15 minutes.<br />
Marge d'exploitation en régime dégradé<br />
La marge d'exploitation constituée ne permet pas, par définition, <strong>de</strong> faire face à<br />
n'importe quel aléa. Si elle se révèle insuffisante à l'approche <strong>de</strong> l'échéance sans<br />
qu'il soit possible <strong>de</strong> <strong>la</strong> reconstituer par les actions usuelles, il convient alors<br />
d'utiliser les moyens prévus pour <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite en régime dégradé.<br />
En particulier, lorsque <strong>la</strong> marge à 2 heures ou celle à 15 minutes ne peut pas être<br />
respectée, un message "Alerte situation critique pour marge insuffisante" est<br />
activé par le CNES à <strong>de</strong>stination <strong>de</strong>s pro<strong>du</strong>cteurs (cf. par ailleurs en A.1.5.2 le §<br />
"Insuffisance <strong>de</strong>s offres d’ajustement").<br />
214<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
A.1.5.2 LE MÉCANISME D'AJUSTEMENT<br />
Pourquoi un mécanisme d’ajustement ?<br />
Comme indiqué précé<strong>de</strong>mment, <strong>RTE</strong> doit disposer, en préparation journalière et en<br />
temps réel, <strong>de</strong>s marges lui permettant d’assurer l’équilibre offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong> global<br />
France et <strong>la</strong> résolution <strong>de</strong>s congestions sur le RPT.<br />
<strong>RTE</strong> incite les acteurs <strong>du</strong> marché à offrir les moyens disponibles pour constituer ces<br />
marges. À cette fin, après une <strong>la</strong>rge concertation avec les différents acteurs concernés,<br />
<strong>RTE</strong> a mis en p<strong>la</strong>ce le 31 mars 2003 un mécanisme d'ajustement (MA) qui permet <strong>de</strong><br />
mutualiser les moyens disponibles.<br />
Ce dispositif fonctionne par soumission <strong>de</strong>s offres <strong>de</strong>s acteurs d’ajustement. Tout<br />
acteur qui le souhaite peut participer au mécanisme sous réserve qu’il respecte les<br />
règles validées par <strong>la</strong> Commission <strong>de</strong> Régu<strong>la</strong>tion <strong>de</strong> l’Énergie.<br />
Les acteurs soumettent leurs offres d’ajustements. <strong>RTE</strong> fait appel à ces offres selon<br />
les besoins d’ajustement, en fonction <strong>de</strong>s conditions associées (prix, conditions<br />
d’utilisation <strong>de</strong>s offres et contraintes techniques) et en tenant compte <strong>de</strong>s<br />
conditions d'exploitation <strong>du</strong> Système. Les offres activées sont rénumérées au prix<br />
d’offre.<br />
Représentant un volume physique brut (hausse et baisse) <strong>de</strong> l'ordre <strong>de</strong> 15 TWh<br />
annuels, le mécanisme d'ajustement offre ainsi un intérêt mutuel à chaque acteur :<br />
- pour les différents offreurs, valoriser leurs capacités d'effacement ou leurs<br />
souplesses <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction à <strong>la</strong> hausse comme à <strong>la</strong> baisse, tout en fixant tous<br />
les paramètres <strong>de</strong> l'offre (prix, pério<strong>de</strong>, conditions),<br />
- pour <strong>RTE</strong>, assurer en permanence <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système et faire émerger un prix <strong>de</strong><br />
référence pour le règlement <strong>de</strong>s écarts.<br />
Qu’est-ce qu’une offre d’ajustement ?<br />
Chaque acteur transmet à <strong>RTE</strong>, en J-1 avant 16 h, un programme <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
(programme d'appel ou PA) ou une référence <strong>de</strong> consommation et soumet, pour<br />
chacune <strong>de</strong> ses entités d'ajustement qu'il souhaite proposer, une offre définie par les<br />
paramètres suivants :<br />
- sens d'ajustement (hausse/baisse),<br />
- pério<strong>de</strong> sur <strong>la</strong>quelle porte l’offre,<br />
- prix éventuellement différent sur <strong>de</strong>s p<strong>la</strong>ges horaires définies a priori,<br />
- conditions d'utilisation.<br />
Pour les pro<strong>du</strong>cteurs, le volume <strong>de</strong> l’offre est implicite : il correspond respectivement à<br />
P max<br />
- PA pour l’offre à <strong>la</strong> hausse, PA - P min<br />
pour l’offre à <strong>la</strong> baisse.<br />
215<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
216<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Pour les consommateurs, l’offre correspond au volume d’effacement ou <strong>de</strong> surconsommation<br />
possible par rapport à <strong>la</strong> consommation prévue.<br />
Pour les autres acteurs, le volume <strong>de</strong> l’offre -à <strong>la</strong> hausse ou à <strong>la</strong> baisse- est exprimé <strong>de</strong><br />
manière explicite.<br />
Soumission <strong>de</strong>s offres d’ajustement<br />
Le mécanisme d’ajustement fonctionne en continu (24h/24) pour <strong>la</strong> transmission<br />
<strong>de</strong>s offres à <strong>RTE</strong> (nouvelles offres, modification ou suppression d'offres soumises<br />
précé<strong>de</strong>mment) et <strong>de</strong> manière séquencée pour <strong>la</strong> prise en compte <strong>de</strong>s offres, sur<br />
<strong>la</strong> base <strong>de</strong> guichets répartis sur <strong>la</strong> journée J. Chaque clôture <strong>de</strong> guichet est suivie<br />
d’une pério<strong>de</strong> <strong>de</strong> neutralisation s'appliquant aux redéc<strong>la</strong>rations d’offres. Sur<br />
cette pério<strong>de</strong>, une offre ne peut être :<br />
- activée par <strong>RTE</strong>,<br />
- retirée ou modifiée par l’offreur.<br />
Chaque acteur d’ajustement s'engage à ne pas proposer l'énergie mise à disposition<br />
par les différentes offres à un autre acteur et <strong>RTE</strong> s'engage à prendre en compte et à<br />
respecter toutes les conditions d'utilisation déc<strong>la</strong>rées <strong>de</strong> ces offres.<br />
Mobilisation <strong>de</strong>s offres d’ajustement<br />
<strong>RTE</strong> mobilise les offres, en J-1 ou en temps réel, pour l’une au moins <strong>de</strong>s causes<br />
suivantes :<br />
• P = C, pour rétablir l'équilibre offre <strong>de</strong>man<strong>de</strong> global France ;<br />
• Réseau, pour résoudre une congestion sur le réseau national, sur le réseau<br />
régional ou sur une interconnexion internationale ;<br />
• Services Système, pour reconstituer les minima requis en réserve primaire et<br />
secondaire ;<br />
• Marge, pour restaurer <strong>la</strong> marge d’exploitation au niveau requis pour les<br />
diverses échéances futures.
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation<br />
et le mécanisme d’ajustement<br />
Le programme d'appel modifié par les <strong>de</strong>man<strong>de</strong>s d'ajustement <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>, tant en J-1<br />
qu'en temps réel, et éventuellement par <strong>de</strong>s redéc<strong>la</strong>rations <strong>de</strong>s acteurs, <strong>de</strong>vient<br />
le programme <strong>de</strong> marche.<br />
L'ajustement est, quantitativement, <strong>la</strong> différence entre les <strong>de</strong>ux puissances<br />
(programme <strong>de</strong> marche PM et d’appel PA).<br />
Insuffisance d’offres d’ajustement<br />
La disponibilité d’un volume suffisant d’offres à <strong>la</strong> hausse et à <strong>la</strong> baisse pour le respect<br />
<strong>de</strong>s niveaux <strong>de</strong> marges requis et <strong>la</strong> résolution <strong>de</strong>s congestions réseau est vérifiée par<br />
le CNES et les URSE en J-1 et en temps réel.<br />
En cas d’insuffisance d’offres, <strong>RTE</strong> alerte les acteurs d’ajustement selon <strong>de</strong>s modalités<br />
décrites dans les règles dédiées (tous les acteurs pour les marges, certains pour les<br />
congestions réseau) :<br />
217<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
- échéance supérieure à 8 heures : message d’alerte sur le MA, par lequel <strong>RTE</strong><br />
sollicite <strong>de</strong>s offres complémentaires ;<br />
- échéance inférieure à 8 h : message "Notification <strong>de</strong> passage (<strong>du</strong> MA) en<br />
fonctionnement dégradé", éventuellement précédé ou suivi <strong>de</strong> l’envoi -via le<br />
SAS- <strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> "Alerte situation critique pour marge<br />
insuffisante" en cas <strong>de</strong> non respect <strong>du</strong> niveau <strong>de</strong> marge à <strong>la</strong> hausse requis<br />
à une échéance donnée (8 h, 2 h, 15 min). <strong>RTE</strong> peut alors mobiliser, au<br />
<strong>de</strong>là d’éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles.<br />
218<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
A.1.6.1 NÉCESSITÉ DE PLANS DE PROTECTION<br />
A.1.6.1.1 Origine et nature <strong>de</strong>s défauts<br />
Les ouvrages <strong>de</strong> transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent être<br />
affectés au cours <strong>de</strong> leur fonctionnement d’un certain nombre <strong>de</strong> défauts d’isolement.<br />
On c<strong>la</strong>sse habituellement les causes <strong>de</strong> défauts en <strong>de</strong>ux catégories :<br />
origine externe et origine interne.<br />
Dans le premier cas, il s'agit <strong>de</strong>s causes naturelles ou acci<strong>de</strong>ntelles indépendantes<br />
<strong>du</strong> réseau. On distingue <strong>de</strong>ux grands types <strong>de</strong> causes externes :<br />
• les perturbations météorologiques (orage, brouil<strong>la</strong>rd, givre, vent, …), qui<br />
sont <strong>la</strong> principale cause <strong>de</strong> défaut sur les lignes aériennes ;<br />
• les causes diverses et acci<strong>de</strong>ntelles : amorçages avec <strong>de</strong>s corps étrangers<br />
(branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues,<br />
engins <strong>de</strong> terrassement, …), pollution.<br />
Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau luimême.<br />
Les causes internes sont principalement les avaries <strong>de</strong> matériels<br />
(lignes, câbles, transformateurs, ré<strong>du</strong>cteurs <strong>de</strong> mesures, disjoncteurs, ...)<br />
engendrées par <strong>de</strong>s ruptures mécaniques ou le vieillissement <strong>de</strong>s iso<strong>la</strong>nts, et<br />
les manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défail<strong>la</strong>nce humaine<br />
ou matérielle.<br />
Un défaut a pour conséquence, dans <strong>la</strong> très gran<strong>de</strong> majorité <strong>de</strong>s cas, l'apparition<br />
d'un courant <strong>de</strong> court-circuit qui doit être éliminé par <strong>la</strong> mise hors tension <strong>de</strong><br />
l'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents composants<br />
<strong>du</strong> réseau constituent, vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle, <strong>la</strong> principale cause d'interruption<br />
<strong>de</strong> fourniture d'énergie électrique.<br />
Quelle qu’en soit <strong>la</strong> cause, un défaut peut être <strong>de</strong> <strong>de</strong>ux natures différentes<br />
: il est dit fugitif si, après un isolement <strong>de</strong> courte <strong>du</strong>rée, l’ouvrage<br />
concerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'iso<strong>la</strong>teurs<br />
dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent<br />
lorsqu’il s’accompagne d’une avarie (ou d’une présomption d’avarie) <strong>de</strong> matériel<br />
nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise en<br />
service <strong>de</strong> l’ouvrage.<br />
Les ouvrages <strong>de</strong> transport subissent <strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 10 000 à 12 000 courts-circuits<br />
par an, <strong>du</strong>s très majoritairement aux conditions météorologiques : environ<br />
60 % pour <strong>la</strong> foudre et un peu plus <strong>de</strong> 20 % pour le givre, <strong>la</strong> neige col<strong>la</strong>nte,<br />
<strong>la</strong> pluie, le vent, <strong>la</strong> pollution saline, …). Les avaries <strong>de</strong> matériels interviennent à<br />
hauteur <strong>de</strong> 2 %, le reste étant dû à <strong>de</strong>s causes diverses (contacts avec <strong>la</strong> végé-<br />
219<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
<strong>RTE</strong> - Vue intérieure d’un bâtiment <strong>de</strong> re<strong>la</strong>yage 400 kV<br />
Les systèmes <strong>de</strong> protection sont regroupés<br />
dans <strong>de</strong>s bâtiments <strong>de</strong> re<strong>la</strong>yage<br />
situés à proximité <strong>de</strong>s instal<strong>la</strong>tions HTB.<br />
220<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
tation et les animaux, inci<strong>de</strong>nts dont l’origine est chez les utilisateurs, actes <strong>de</strong><br />
malveil<strong>la</strong>nce, aléas <strong>de</strong> cause inconnue).<br />
Au <strong>de</strong>là <strong>de</strong>s causes météorologiques, le nombre <strong>de</strong> courts-circuits aux 100 km<br />
d’ouvrages par an est étroitement lié au niveau <strong>de</strong> tension : <strong>de</strong> l’ordre <strong>de</strong> 2-3 en<br />
400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 15-20 en 63 kV.<br />
A.1.6.1.2 Courants <strong>de</strong> court-circuit<br />
Les courants <strong>de</strong> court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonctionnement<br />
<strong>du</strong> Système. Ils provoquent en effet :<br />
- <strong>de</strong>s chutes <strong>de</strong> tension (creux <strong>de</strong> tension) sur le réseau, dont l’amplitu<strong>de</strong> et <strong>la</strong><br />
<strong>du</strong>rée sont fonction <strong>de</strong> <strong>la</strong> forme -monophasée ou polyphasée- <strong>de</strong>s défauts,<br />
<strong>de</strong> leur emp<strong>la</strong>cement, ainsi que <strong>de</strong>s temps d’élimination ;<br />
- <strong>de</strong>s contraintes d’échauffement et <strong>de</strong>s efforts électrodynamiques au niveau<br />
<strong>de</strong>s matériels qui peuvent avoir <strong>de</strong>s effets <strong>de</strong>structeurs si les limites <strong>de</strong><br />
tenue <strong>du</strong> matériel sont dépassées ;<br />
- <strong>de</strong>s contraintes dynamiques (en particulier, d’accélération) au niveau<br />
<strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
Vis-à-vis <strong>de</strong> ces différentes contraintes, <strong>la</strong> <strong>du</strong>rée <strong>de</strong>s défauts est déterminante<br />
et les temps d’élimination doivent être parfaitement maîtrisés.<br />
A.1.6.1.3 Élimination <strong>de</strong>s défauts<br />
Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage <strong>du</strong> réseau, il faut mettre l'ouvrage<br />
concerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au reste<br />
<strong>du</strong> réseau. Les fonctions <strong>de</strong> détection <strong>du</strong> défaut et <strong>de</strong> comman<strong>de</strong> <strong>de</strong> déclenchement<br />
<strong>de</strong>s appareils HTB concernés sont assurées par <strong>de</strong>s dispositifs particuliers :<br />
les protections contre les défauts.<br />
La fonction <strong>de</strong> protection est une <strong>de</strong>s fonctions les plus critiques pour <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système.<br />
On attend <strong>de</strong>s protections un fonctionnement sûr (pas <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nce ni d’intempestif),<br />
sélectif (déclenchement <strong>de</strong>s seuls disjoncteurs nécessaires à l'élimination<br />
<strong>du</strong> défaut) et rapi<strong>de</strong> (pour minimiser les contraintes sur le matériel<br />
et préserver <strong>la</strong> stabilité <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction).<br />
221<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Comme indiqué sur le schéma ci-<strong>de</strong>ssus, les ouvertures sont limitées<br />
aux <strong>de</strong>ux disjoncteurs <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne en défaut : l’élimination est dite "sélective".<br />
L'ensemble <strong>de</strong>s protections d'un réseau constitue un "système <strong>de</strong> protection".<br />
Les systèmes <strong>de</strong> protection se déclinent en différents paliers techniques : P<strong>la</strong>n<br />
75, P<strong>la</strong>n 83, P<strong>la</strong>n 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas <strong>de</strong> défail<strong>la</strong>nce<br />
d'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; ce<br />
secours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement <strong>de</strong>s<br />
protections, …), soit à distance par les protections <strong>de</strong>s autres ouvrages <strong>du</strong><br />
réseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité,<br />
…) suivant <strong>la</strong> nature <strong>du</strong> réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux <strong>de</strong><br />
répartition, ...<br />
Exemple d’élimination en secours : cas d’un secours éloigné ;<br />
on notera <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> sélectivité avec ce type <strong>de</strong> secours.<br />
Le système <strong>de</strong> protection <strong>de</strong>s réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe<br />
que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas <strong>de</strong> défaut sur une ligne<br />
d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches <strong>du</strong> réseau.<br />
En 400 kV, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour ne<br />
pas compromettre <strong>la</strong> stabilité <strong>de</strong>s groupes. Le système <strong>de</strong> protection fait appel à<br />
<strong>de</strong>s protections électroniques ou numériques associées à <strong>de</strong>s asservissements<br />
entre postes (accélération <strong>de</strong> sta<strong>de</strong>, par exemple). Les temps limites d'élimination<br />
<strong>de</strong>s courts-circuits triphasés francs, temps <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s disjoncteurs<br />
compris (50 ms), sont <strong>de</strong> l'ordre <strong>de</strong> :<br />
- défauts lignes : 70 à 110 ms,<br />
- défauts barres : 140 ms pour les postes ouverts, 100 ms pour les postes blindés.<br />
- défauts avec défail<strong>la</strong>nce d'un disjoncteur : 190 à 270 ms.<br />
222<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
En 225 kV, les équipements <strong>de</strong> protections électromécaniques ten<strong>de</strong>nt à disparaître<br />
au profit <strong>de</strong> l'électronique dans le cadre <strong>de</strong>s programmes <strong>de</strong> renouvellement,<br />
que ce<strong>la</strong> soit au titre <strong>de</strong>s contraintes <strong>de</strong> stabilité (postes proches <strong>de</strong>s<br />
groupes) ou au titre <strong>de</strong> <strong>la</strong> vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes<br />
(téléactions, ...), nécessaires dans le cas <strong>de</strong>s postes proches, tend à se développer<br />
pour les autres instal<strong>la</strong>tions (prise en compte <strong>de</strong> contraintes <strong>de</strong> qualité <strong>de</strong><br />
fourniture). Les temps maximaux d’élimination <strong>de</strong>s courts-circuits triphasés<br />
francs, temps <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s disjoncteurs compris (70 ms), sont <strong>de</strong><br />
l’ordre <strong>de</strong> :<br />
- défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms en<br />
général pour les autres postes (< 250 ms si téléactions),<br />
- défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", <strong>de</strong> 600 à 800 ms pour<br />
les autres.<br />
En HTB1, les systèmes <strong>de</strong> protection font encore <strong>la</strong>rgement appel à l’électromécanique<br />
; les programmes <strong>de</strong> renouvellement con<strong>du</strong>isent à leur remp<strong>la</strong>cement<br />
par <strong>de</strong>s matériels <strong>de</strong> nouvelle technologie au titre <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> fourniture<br />
ou au titre <strong>de</strong> <strong>la</strong> vétusté. En zone sensible, <strong>de</strong>s asservissements entre<br />
postes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d’élimination sont <strong>du</strong><br />
même ordre <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>ur que ceux adoptés en 225 kV pour les "postes non<br />
proches".<br />
A.1.6.2 PROTECTION DES LIAISONS DU RÉSEAU<br />
DE TRANSPORT CONTRE LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT<br />
Compte tenu <strong>de</strong>s schémas d’exploitation <strong>de</strong>s réseaux <strong>de</strong> transport à haute et<br />
très haute tension, on ne peut se contenter d’utiliser <strong>de</strong> simples re<strong>la</strong>is d’intensité,<br />
tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le mail<strong>la</strong>ge <strong>du</strong> réseau impose<br />
un système <strong>de</strong> protection plus sophistiqué pour tenir compte <strong>de</strong>s différents<br />
apports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant :<br />
223<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Toutes les protections détectent et localisent le défaut :<br />
- les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l’ouvrage qu’elles protègent<br />
et n’ordonnent pas immédiatement le déclenchement ;<br />
- les PXB localisent le défaut sur l’ouvrage qu’elles protègent et ordonnent<br />
l’ouverture <strong>de</strong>s extrémités <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne B.<br />
Pour les lignes <strong>du</strong> réseau <strong>de</strong> transport, le système <strong>de</strong> protection répond à <strong>la</strong><br />
triple exigence <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement, sélectivité et rapidité. Ce<strong>la</strong> suppose<br />
<strong>la</strong> redondance matérielle, voire <strong>la</strong> complémentarité fonctionnelle, <strong>de</strong>s<br />
équipements utilisés au niveau <strong>de</strong> chaque départ (critère <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement)<br />
et, selon le besoin, <strong>la</strong> mise en œuvre d'un système d'échange d'informations<br />
entre les protections <strong>de</strong>s <strong>de</strong>ux extrémités <strong>de</strong> l'ouvrage (critères <strong>de</strong><br />
rapidité et <strong>de</strong> sélectivité) ; on parle, dans ce <strong>de</strong>rnier cas, <strong>de</strong> téléprotection.<br />
On distingue <strong>de</strong>ux grands types <strong>de</strong> protections :<br />
• les protections utilisant <strong>de</strong>s critères locaux é<strong>la</strong>borés à partir <strong>de</strong> <strong>la</strong> mesure<br />
<strong>de</strong>s courants et / ou tensions au niveau <strong>de</strong> chaque départ : ce sont les<br />
protections <strong>de</strong> distance qui permettent <strong>de</strong> situer l'emp<strong>la</strong>cement <strong>du</strong><br />
défaut par mesure <strong>de</strong> l'impédance à partir <strong>de</strong>s ré<strong>du</strong>cteurs <strong>de</strong> mesure <strong>du</strong><br />
départ, qui déterminent l’emp<strong>la</strong>cement <strong>de</strong>s défauts et délivrent en<br />
conséquence ordres <strong>de</strong> déclenchement et téléactions ;<br />
• les protections utilisant comme critère <strong>la</strong> comparaison <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>urs<br />
électriques aux extrémités <strong>de</strong> l'ouvrage : les <strong>de</strong>ux principales sont les<br />
protections différentielles <strong>de</strong> ligne (différence <strong>de</strong> courant) et les protections<br />
à comparaison <strong>de</strong> phases (écart <strong>de</strong> phase tension/courant).<br />
A.1.6.2.1 Principe d'une protection <strong>de</strong> distance.<br />
Avantages et inconvénients<br />
Le principe <strong>de</strong> <strong>la</strong> protection <strong>de</strong> distance est schématisé ci-<strong>de</strong>ssous : d’une part,<br />
pour les défauts entre phases et, d’autre part, pour les défauts phase-terre.<br />
224<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
La localisation <strong>du</strong> défaut est réalisée au niveau <strong>de</strong> <strong>la</strong> protection par <strong>de</strong>ux<br />
mesures <strong>de</strong> distance : <strong>la</strong> première couvre généralement 80 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> longueur <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> ligne, <strong>la</strong> secon<strong>de</strong> 120 %.<br />
- La première, compte tenu <strong>de</strong>s erreurs propres <strong>de</strong> mesure et <strong>de</strong>s imprécisions<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> connaissance <strong>de</strong>s caractéristiques <strong>de</strong> l'ouvrage, permet d'i<strong>de</strong>ntifier<br />
le défaut <strong>de</strong> façon sûre sur l'ouvrage et <strong>de</strong> procé<strong>de</strong>r au déclenchement<br />
immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1 er sta<strong>de</strong>".<br />
- La secon<strong>de</strong> permet <strong>de</strong> couvrir le reste <strong>de</strong> l'ouvrage, mais a une portée qui va<br />
au-<strong>de</strong>là <strong>de</strong>s barres <strong>du</strong> poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, les<br />
départs qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour être<br />
sélectif vis-à-vis <strong>de</strong>s défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éliminés<br />
par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et éliminé<br />
en "2 ème sta<strong>de</strong>".<br />
Le schéma ci-<strong>de</strong>ssous résume, dans le sens A vers B, cette façon <strong>de</strong> procé<strong>de</strong>r<br />
(dans l’autre sens, les principes <strong>de</strong> fonctionnement sont les mêmes).<br />
sta<strong>de</strong> - Départ<br />
• Avantages : Cette protection détecte les défauts au-<strong>de</strong>là <strong>de</strong> l'ouvrage concerné<br />
et présente ainsi l'avantage d'assurer <strong>de</strong>s déclenchements en secours<br />
pour <strong>de</strong>s défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défauts<br />
lignes mal éliminés par suite d'une défail<strong>la</strong>nce <strong>de</strong> disjoncteur ou <strong>de</strong> protection).<br />
On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".<br />
• Inconvénients : Elle est en revanche re<strong>la</strong>tivement lente en 2 ème sta<strong>de</strong>. Cet<br />
inconvénient peut être ré<strong>du</strong>it en ayant recours à <strong>de</strong>s échanges d’information<br />
entre extrémités <strong>de</strong> l'ouvrage au moyen <strong>de</strong> systèmes <strong>de</strong> télétransmission ; on<br />
parle alors d'accélération <strong>de</strong> sta<strong>de</strong>.<br />
De plus, pour les liaisons courtes, <strong>la</strong> différenciation entre zones 1 et 2 atteint ses<br />
limites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recours<br />
au mo<strong>de</strong> d'asservissement particulier dit à verrouil<strong>la</strong>ge.<br />
225<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A.1.6.2.2 Principe <strong>de</strong>s protections différentielle et à comparaison <strong>de</strong> phase -<br />
Avantages et inconvénients<br />
La protection différentielle <strong>de</strong> ligne (schéma <strong>de</strong> gauche) calcule l’écart entre les<br />
valeurs <strong>de</strong> courant mesurées aux <strong>de</strong>ux extrémités <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne et le compare à un<br />
seuil prédéfini. En cas <strong>de</strong> dépassement, il y a déclenchement.<br />
La protection à comparaison <strong>de</strong> phase (schéma <strong>de</strong> droite) fonctionne sur le<br />
même principe mais <strong>la</strong> détection porte sur l’écart <strong>de</strong> phase entre tension et courant<br />
aux <strong>de</strong>ux extrémités <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne.<br />
• Avantages : Outre leur insensibilité aux courants <strong>de</strong> transit, ces protections pré<br />
sentent l'avantage d'une meilleure sélection <strong>de</strong> <strong>la</strong> (ou <strong>de</strong>s) phase(s) en défaut, en<br />
particulier sur les files <strong>de</strong> lignes à <strong>de</strong>ux circuits (cas <strong>de</strong> défauts affectant simultanément<br />
les <strong>de</strong>ux circuits). De plus, <strong>la</strong> protection différentielle permet une protection<br />
efficace <strong>de</strong>s lignes comportant <strong>de</strong>s piquages.<br />
• Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts extérieurs<br />
et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être associées<br />
obligatoirement à une protection <strong>de</strong> distance.<br />
Par ailleurs, elles nécessitent <strong>de</strong>s circuits <strong>de</strong> transmission spécifiques à hautes<br />
performances, notamment en terme <strong>de</strong> disponibilité (qui peuvent eux-mêmes<br />
constituer un mo<strong>de</strong> commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résulte<br />
limite son emploi au réseau 400 kV et aux liaisons souterraines.<br />
A.1.6.2.3 Limites d'emploi <strong>de</strong> ces protections<br />
Le domaine d'action <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong> distance, <strong>de</strong>s protections différentielles<br />
ou à comparaison <strong>de</strong> phase est limité à l'élimination <strong>de</strong>s défauts peu résistants<br />
(résistance <strong>de</strong> défaut inférieure à 30 ). Pour l'élimination <strong>de</strong>s défauts résistants,<br />
on utilise <strong>de</strong>s protections spécifiques dont le principe est <strong>la</strong> mesure <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
puissance homopo<strong>la</strong>ire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes,<br />
ce qui est admissible car ce type <strong>de</strong> défauts est moins contraignant.<br />
226<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
A.1.6.2.4 Types d'équipements et performances<br />
pour les différents niveaux <strong>de</strong> tension<br />
Le tableau ci-<strong>de</strong>ssous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsi<br />
que les performances moyennes (temps <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s disjoncteurs<br />
compris).<br />
Il indique le mo<strong>de</strong> <strong>de</strong> redondance retenu <strong>de</strong> façon à assurer <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement.<br />
La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée,<br />
mais est prévue <strong>de</strong> façon systématique.<br />
A.1.6.3 PROTECTION DES BANCS DE TRANSFORMATION<br />
Schématiquement, un banc <strong>de</strong> transformation THT/HT comporte :<br />
• le transformateur lui-même et ses équipements associés :<br />
- le changeur <strong>de</strong> prise en charge (CPEC),<br />
- le transformateur <strong>de</strong> point neutre (TPN), permettant <strong>de</strong> recréer un point<br />
neutre HT en cas <strong>de</strong> coup<strong>la</strong>ge étoile-triangle,<br />
- <strong>la</strong> réactance <strong>de</strong> mise à <strong>la</strong> terre (RPN) <strong>du</strong> point neutre THT ou <strong>du</strong> point neutre HT,<br />
227<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
- le transformateur <strong>de</strong> services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliaires<br />
<strong>du</strong> poste. Il est raccordé, soit au tertiaire <strong>du</strong> transformateur, soit au secondaire<br />
<strong>du</strong> TPN (transformateur étoile-triangle),<br />
• <strong>la</strong> liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et le<br />
transformateur,<br />
• <strong>la</strong> liaison secondaire, comprise entre le secondaire <strong>du</strong> transformateur<br />
et les ré<strong>du</strong>cteurs <strong>de</strong> mesure installés côté HT.<br />
Schéma banc <strong>de</strong> transformation<br />
La protection <strong>du</strong> banc <strong>de</strong> transformation fait l’objet <strong>de</strong> dispositions spécifiques<br />
coordonnées avec <strong>la</strong> protection <strong>de</strong>s lignes et <strong>de</strong>s jeux <strong>de</strong> barres <strong>de</strong>s postes. Elle<br />
se décompose selon les trois sous-ensembles suivants.<br />
228<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
A.1.6.3.1 Protection <strong>du</strong> transformateur et <strong>de</strong>s équipements associés<br />
La protection <strong>du</strong> transformateur est assurée selon les principes suivants :<br />
- protection Büchholz, qui est <strong>de</strong>stinée à éliminer les défauts dans le transformateur<br />
en détectant les mouvements d'huile ou <strong>la</strong> présence <strong>de</strong> gaz,<br />
consécutifs à un amorçage interne,<br />
- protection masse cuve, qui complète <strong>la</strong> précé<strong>de</strong>nte et détecte un amorçage<br />
interne ou externe entre un élément sous tension et <strong>la</strong> cuve <strong>du</strong> transformateur<br />
par mesure <strong>du</strong> courant circu<strong>la</strong>nt dans <strong>la</strong> mise à <strong>la</strong> terre <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
cuve (ce qui impose que <strong>la</strong> cuve soit isolée <strong>du</strong> sol par <strong>de</strong>s cales iso<strong>la</strong>ntes).<br />
La protection <strong>de</strong>s équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par <strong>de</strong>s<br />
équipements séparés <strong>du</strong> même type que ceux qui protègent le transformateur :<br />
protection Büchholz, protection masse cuve ou re<strong>la</strong>is <strong>de</strong> courant <strong>de</strong> neutre<br />
selon les cas.
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
A.1.6.3.2 Protection <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison primaire<br />
La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas <strong>de</strong><br />
protection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tant<br />
que défauts barres.<br />
A.1.6.3.3 Protection <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison secondaire<br />
Quel que soit le p<strong>la</strong>n, les protections associées à <strong>la</strong> liaison secondaire assurent<br />
plusieurs fonctions :<br />
- protection principale <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison secondaire,<br />
- protection en secours <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison secondaire,<br />
- protection <strong>de</strong> secours côté THT (élimination <strong>de</strong> l'apport <strong>du</strong> transformateur<br />
à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement <strong>du</strong> transformateur<br />
en secours <strong>de</strong> <strong>la</strong> protection principale <strong>de</strong> barres THT ou pour un<br />
défaut THT mal éliminé,<br />
- protection <strong>de</strong> secours côté HT (<strong>de</strong>stinée à éliminer l'apport <strong>du</strong> transformateur<br />
à un défaut HT),<br />
- protection <strong>de</strong> débouc<strong>la</strong>ge HT (action sur le disjoncteur <strong>de</strong> coup<strong>la</strong>ge HT).<br />
A.1.6.3.4 Performances <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong>s transformateurs<br />
Le tableau ci-<strong>de</strong>ssous rappelle, pour les différents p<strong>la</strong>ns, les performances <strong>de</strong>s<br />
différentes protections <strong>de</strong> barres utilisées sur les transformateurs (temps <strong>de</strong><br />
fonctionnement en millisecon<strong>de</strong>s, ouverture <strong>du</strong> disjoncteur comprise) :<br />
229<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A.1.6.3.5 Reprise <strong>de</strong> service<br />
Afin <strong>de</strong> faciliter l'analyse préa<strong>la</strong>ble à <strong>la</strong> reprise <strong>de</strong> service après déclenchement<br />
d'un transformateur, les informations re<strong>la</strong>tives aux causes <strong>de</strong> déclenchement<br />
ont été c<strong>la</strong>ssées selon trois niveaux :<br />
• Défaut certain : le défaut est sur le banc <strong>de</strong> transformation et toute tentative<br />
<strong>de</strong> remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement par<br />
Büchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle <strong>de</strong> liaison secondaire<br />
(ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximum<br />
d'intensité courant tertiaire.<br />
• Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc <strong>de</strong> transformation<br />
et l’on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise sous<br />
tension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçage<br />
d'un éc<strong>la</strong>teur <strong>de</strong> borne) ou par protection <strong>de</strong> secours THT.<br />
• Défaut extérieur : le défaut est externe au banc <strong>de</strong> transformation et il est<br />
normal <strong>de</strong> tenter une remise sous tension <strong>du</strong> transformateur. Il s'agit d'un<br />
déclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défail<strong>la</strong>nce disjoncteur, protection<br />
<strong>de</strong> secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN.<br />
A.1.6.4 PROTECTION DES JEUX DE BARRES<br />
DES POSTES DU RÉSEAU DE TRANSPORT<br />
On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'intérieur<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> zone délimitée par les transformateurs <strong>de</strong> mesure <strong>de</strong> courant qui<br />
équipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres".<br />
Outre leur inci<strong>de</strong>nce sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrement<br />
contraignants pour <strong>la</strong> stabilité <strong>de</strong>s réseaux en THT, et pour <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong> l'alimentation<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle sur les réseaux <strong>de</strong> répartition THT et HT. Aussi, <strong>de</strong>s systèmes<br />
<strong>de</strong> protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiser<br />
le tronçon <strong>de</strong> barres en défaut et procé<strong>de</strong>r à sa mise hors tension. Leurs performances<br />
sont adaptées selon les rôles <strong>de</strong> chaque réseau : interconnexion,<br />
répartition, ...<br />
De façon générale, le système utilisé pour l'élimination <strong>de</strong>s défauts barres sur<br />
les réseaux THT est constitué :<br />
• d'une protection différentielle <strong>de</strong> barres, réalisant l'élimination <strong>du</strong><br />
défaut par ouverture locale, au poste concerné, <strong>de</strong>s coup<strong>la</strong>ges et tronçonnements<br />
délimitant le tronçon <strong>de</strong> barres en défaut et <strong>de</strong>s disjoncteurs <strong>de</strong>s<br />
départs aiguillés sur ce tronçon <strong>de</strong> barres ;<br />
230<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
• d'une protection <strong>de</strong> débouc<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> barres, intervenant en secours et réalisant<br />
<strong>la</strong> séparation <strong>du</strong> tronçon <strong>de</strong> barres en défaut par rapport au reste <strong>du</strong><br />
poste (débouc<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s barres), complétée par le fonctionnement en <strong>de</strong>uxième<br />
sta<strong>de</strong> naturel <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong> distance <strong>de</strong>s départs encadrant le tronçon<br />
<strong>de</strong> barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale <strong>du</strong> défaut.<br />
Le principe <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong> ces systèmes est présenté ci-après.<br />
A.1.6.4.1 Protection différentielle <strong>de</strong> barres<br />
La protection différentielle <strong>de</strong> barres réalise <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s courants sur les différents<br />
tronçons <strong>de</strong> barres <strong>du</strong> poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle,<br />
il y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale <strong>de</strong>s disjoncteurs<br />
<strong>de</strong>s départs alimentant le tronçon <strong>de</strong> barres en défaut ainsi que <strong>de</strong>s<br />
disjoncteurs <strong>de</strong> coup<strong>la</strong>ge ou <strong>de</strong> tronçonnement l’encadrant. Cette fonction est<br />
réalisée par un équipement unique centralisé, indépendant <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong>s<br />
départs.<br />
Schéma <strong>de</strong> principe <strong>de</strong> <strong>la</strong> protection différentielle <strong>de</strong> barres<br />
En cas <strong>de</strong> défaut barres, <strong>la</strong> protection différentielle ne fait déclencher que les<br />
disjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection différentielle<br />
<strong>de</strong> barres doit donc connaître le schéma électrique <strong>du</strong> poste. Elle utilise<br />
pour ce<strong>la</strong> les positions <strong>de</strong>s sectionneurs d’aiguil<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>s différents départs.<br />
A.1.6.4.2 Protection <strong>de</strong> débouc<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> barres<br />
L’élimination <strong>du</strong> défaut est réalisée en <strong>de</strong>ux étapes :<br />
1) ouverture, dans le poste en défaut, <strong>du</strong> disjoncteur <strong>de</strong> coup<strong>la</strong>ge pour<br />
"déboucler" les barres et isoler ainsi <strong>la</strong> barre en défaut <strong>du</strong> reste <strong>du</strong> poste ;<br />
2) ouverture, dans les postes encadrants, <strong>de</strong>s départs alimentant toujours<br />
le défaut.<br />
231<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
232<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Nouveau palier <strong>de</strong> contrôle-comman<strong>de</strong> numérique<br />
<strong>de</strong>s postes transport (ELECTRE)
A<br />
Annexe 1 - Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection<br />
A.1.6.4.3 Protection <strong>de</strong> supervision<br />
La protection <strong>de</strong> supervision est une protection <strong>de</strong> débouc<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> barres particulière,<br />
utilisant, pour assurer <strong>la</strong> fonction débouc<strong>la</strong>ge, une protection différentielle<br />
simplifiée prenant en compte uniquement <strong>la</strong> somme <strong>de</strong>s courants traversant<br />
les départs indépendamment <strong>de</strong> leurs aiguil<strong>la</strong>ges.<br />
Cette protection, utilisée uniquement en 400 kV pour <strong>la</strong> protection <strong>de</strong> secours<br />
<strong>de</strong>s postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapi<strong>de</strong> qu'une protection<br />
<strong>de</strong> débouc<strong>la</strong>ge c<strong>la</strong>ssique.<br />
A.1.6.4.4 Mise en œuvre et performances<br />
Le tableau ci-<strong>de</strong>ssous rappelle les performances <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong> barres utilisées<br />
sur les différents niveaux <strong>de</strong> tension (temps d'ouverture <strong>du</strong> disjoncteur compris<br />
: 50 ms en 400 kV et 50 à 80 ms en 225 kV). Les protections principales sont<br />
notées "Pp" et les protections <strong>de</strong> secours "Ps".<br />
À noter, le cas particulier <strong>de</strong>s postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui,<br />
en principe, sont équipés d’une protection différentielle <strong>de</strong> barres quel que<br />
soit leur niveau <strong>de</strong> tension.<br />
233<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
234<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
<strong>RTE</strong> - Travaux héliportés sur une ligne THT
AA2<br />
Annexe 2<br />
Les politiques <strong>de</strong> <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
A.2.1 La politique "Sûreté <strong>du</strong> système électrique"<br />
A.2.2 La politique "Qualité"<br />
235<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
236<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Renault - Usine <strong>de</strong> Flins
A<br />
Annexe 2 - Les politiques <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
Au bénéfice <strong>de</strong> l’ensemble <strong>de</strong>s acteurs, <strong>la</strong> direction <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> définit et s’engage à<br />
mettre en œuvre <strong>de</strong>s politiques, dont <strong>de</strong>ux concourent particulièrement à <strong>la</strong> sûreté<br />
<strong>du</strong> Système :<br />
• <strong>la</strong> politique "Sûreté <strong>du</strong> système électrique",<br />
• <strong>la</strong> politique "Qualité".<br />
Ces politiques sont repro<strong>du</strong>ites ci-après, dans leur version en cours d’application.<br />
A.2.1 LA POLITIQUE "SÛRETÉ DU SYSTÊME ÉLECTRIQUE"<br />
(version signée par le Directeur <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> le 27 novembre 2003)<br />
La maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>du</strong> système électrique est au cœur <strong>de</strong>s<br />
responsabilités confiées à <strong>RTE</strong>. Elle se définit comme l’aptitu<strong>de</strong> à :<br />
• Assurer le fonctionnement normal <strong>du</strong> système électrique,<br />
• Limiter le nombre <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts et éviter les grands inci<strong>de</strong>nts,<br />
• Limiter les conséquences <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts lorsqu’ils se pro<strong>du</strong>isent.<br />
La maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté s'inscrit dans un contexte en évolution constante et<br />
marqué par :<br />
• le mail<strong>la</strong>ge et <strong>la</strong> complexité <strong>du</strong> système électrique : <strong>RTE</strong>, responsable <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté<br />
en toutes circonstances, doit assurer une forte coordination <strong>de</strong> tous les acteurs<br />
pro<strong>du</strong>cteurs, distributeurs et consommateurs en France, pour prévenir et maîtriser<br />
les grands inci<strong>de</strong>nts ;<br />
• un grand nombre d'acteurs, dans un marché ouvert : le souci conjugué <strong>de</strong> <strong>la</strong> performance<br />
économique <strong>de</strong> tous et <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté requiert, outre un cadre réglementaire<br />
adapté, <strong>la</strong> contractualisation <strong>de</strong>s contributions ;<br />
• <strong>la</strong> multiplication <strong>de</strong>s transactions internationales et <strong>la</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> <strong>la</strong> lisibilité<br />
<strong>de</strong>s échanges physiques liée au développement <strong>de</strong>s marchés infrajournaliers<br />
: un haut niveau <strong>de</strong> coordination entre <strong>RTE</strong> et les GRT étrangers est indispensable<br />
pour éviter <strong>la</strong> propagation d’inci<strong>de</strong>nts <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur.<br />
La sûreté repose sur <strong>la</strong> défense en profon<strong>de</strong>ur, dont <strong>la</strong> mise en œuvre implique les<br />
domaines matériel (structure <strong>du</strong> système électrique et performances <strong>de</strong> ses composants)<br />
et organisationnel (assurance <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité, management <strong>du</strong> facteur<br />
humain, formation, référentiel d'exploitation, retour d'expérience).<br />
Les actions <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> s'articulent autour <strong>de</strong>s thèmes majeurs suivants :<br />
237<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 2 - Les politiques <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
UN RÉFÉRENTIEL SÛRETÉ CONNU ET APPLIQUÉ<br />
- révisé et complété régulièrement pour tenir compte <strong>de</strong>s évolutions techniques,<br />
contractuelles et institutionnelles, il fait l’objet <strong>de</strong> retours d'expérience<br />
organisés <strong>de</strong> façon systématique pour s'assurer <strong>de</strong> son application et <strong>de</strong><br />
son efficience ;<br />
- décliné ou transposé par les Unités ;<br />
- porté dans les animations <strong>de</strong> métiers ;<br />
- appliqué par <strong>de</strong>s exploitants formés en centralisé et en Unité ;<br />
DES CONTRATS SOCLES DES RELATIONS AVEC LES ACTEURS EXTERNES<br />
CONTRIBUTIFS A LA SÛRETÉ<br />
- conclus en intégrant les besoins <strong>du</strong> système électrique pour <strong>la</strong> sûreté et en<br />
précisant les engagements <strong>de</strong> chaque partie et leurs modalités <strong>de</strong> contrôle ;<br />
- suivis pour s'assurer <strong>du</strong> respect <strong>de</strong>s engagements ;<br />
DES RETOURS D’EXPÉRIENCE, DES CONTRÔLES DES PERFORMANCES, DES AUDITS SÛRETÉ<br />
- actions fondamentales <strong>de</strong> <strong>la</strong> boucle d’amélioration <strong>de</strong>s processus qui portent<br />
<strong>la</strong> sûreté ;<br />
DES BILANS ANNUELS DE SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE<br />
- jalon permettant d’avoir aux niveaux national et régional une vision d’ensemble<br />
<strong>de</strong> toutes les composantes <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté et <strong>de</strong> communiquer tant en<br />
interne qu’à l’externe sur le niveau <strong>de</strong> sûreté atteint.<br />
Le Directeur <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> s'engage à mettre en œuvre cette politique pour développer<br />
<strong>la</strong> culture <strong>de</strong> sûreté et maintenir le niveau <strong>de</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique<br />
français.<br />
A.2.2 LA POLITIQUE "QUALITÉ"<br />
(version signée par le Directeur <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> le 24 février <strong>2004</strong>)<br />
238<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Le marché européen <strong>de</strong> l’électricité est en rapi<strong>de</strong> évolution. Les attentes <strong>de</strong>s<br />
utilisateurs <strong>du</strong> Réseau Public <strong>de</strong> Transport français, clients <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>, sont <strong>de</strong>venues<br />
très fortes.<br />
<strong>RTE</strong> a défini son projet pour l’avenir. Il a <strong>la</strong> volonté d’apporter à tous ses clients les<br />
services qu’ils atten<strong>de</strong>nt, dans le respect <strong>de</strong>s obligations réciproques. Il vise à leur<br />
garantir un accès sûr et économique au réseau, dans <strong>de</strong>s conditions <strong>de</strong> transparence,<br />
<strong>de</strong> confi<strong>de</strong>ntialité et <strong>de</strong> non-discrimination.
A<br />
Annexe 2 - Les politiques <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
<strong>RTE</strong> ambitionne d’être reconnu par les acteurs <strong>du</strong> marché <strong>de</strong> l’électricité comme<br />
le Gestionnaire <strong>de</strong> Réseau <strong>de</strong> Transport <strong>de</strong> référence en Europe pour sa capacité<br />
à satisfaire les attentes <strong>de</strong> ses clients et pour l’efficacité <strong>de</strong> sa gestion technique<br />
et économique.<br />
Cette démarche <strong>de</strong> progrès ambitieuse, intégrant toutes les obligations contractuelles,<br />
réglementaires et légales, p<strong>la</strong>cée dans un contexte <strong>de</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>de</strong>s<br />
coûts, se fon<strong>de</strong> sur trois axes complémentaires :<br />
• <strong>la</strong> volonté première <strong>de</strong> satisfaire nos clients par le respect <strong>de</strong> nos engagements,<br />
l’écoute active <strong>de</strong> leurs attentes et l’amélioration <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong>s services<br />
que nous leur offrons,<br />
• l’optimisation <strong>de</strong> <strong>la</strong> performance <strong>de</strong> notre patrimoine que constitue le réseau<br />
<strong>de</strong> transport, en tenant compte <strong>de</strong>s exigences environnementales,<br />
• <strong>la</strong> mobilisation au quotidien <strong>de</strong> chaque acteur <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>, car <strong>la</strong> qualité est<br />
l’affaire <strong>de</strong> tous.<br />
La qualité concrète <strong>de</strong> nos prestations, perçue et vérifiée au quotidien, est une<br />
priorité pour <strong>RTE</strong> et un gage <strong>de</strong> notre réussite. Notre volonté est que 85 % <strong>de</strong> nos<br />
clients expriment leur satisfaction dans les trois prochaines années et que 20 %<br />
d’entre eux se montrent même très satisfaits.<br />
La réussite <strong>de</strong> cette ambition et l’atteinte <strong>de</strong>s objectifs qui <strong>la</strong> déclinent, s’appuient<br />
sur un pilotage <strong>de</strong> tous les processus et filières métiers concernés qui soit efficace,<br />
fondé sur une analyse <strong>de</strong>s risques et <strong>de</strong>s enjeux et porteur d’amélioration<br />
continue.<br />
<strong>RTE</strong> p<strong>la</strong>ce son Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité, <strong>de</strong> <strong>la</strong> Sécurité et <strong>de</strong><br />
l’Environnement sous le regard externe en maintenant, pour l’ensemble <strong>de</strong> ses<br />
activités et imp<strong>la</strong>ntations, <strong>la</strong> certification selon <strong>la</strong> norme internationale ISO 9001 :<br />
2000.<br />
Le Directeur <strong>de</strong> <strong>RTE</strong> et les membres <strong>de</strong> l’équipe <strong>de</strong> Direction organisent l’amélioration<br />
<strong>de</strong> l’efficacité <strong>du</strong> Système <strong>de</strong> Management <strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité, <strong>de</strong> <strong>la</strong> Sécurité, et<br />
<strong>de</strong> l’Environnement. Le chef <strong>de</strong> <strong>la</strong> Mission Qualité - Sécurité - Environnement,<br />
garant <strong>de</strong> son architecture, en assure l’animation.<br />
La réussite <strong>de</strong> cette démarche repose sur l’implication <strong>de</strong> tout le management et<br />
<strong>la</strong> mobilisation au quotidien <strong>de</strong> tout le personnel <strong>de</strong> <strong>RTE</strong>.<br />
La bonne application <strong>de</strong> <strong>la</strong> politique qualité est vérifiée au travers <strong>du</strong> suivi d’un<br />
certain nombre d’indicateurs <strong>de</strong> performances, comme par exemple : le taux <strong>de</strong><br />
satisfaction <strong>de</strong>s clients, le nombre d’ESS (sûreté <strong>de</strong> fonctionnement), le temps <strong>de</strong><br />
coupure équivalent, le coût <strong>du</strong> kilowattheure transporté, …<br />
239<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Ligne 2 x 400 kV reliant Albertville (France) à Rondissone (Italie)<br />
L’interconnexion internationale au profit <strong>de</strong> tous :<br />
• <strong>de</strong>s secours entre réseaux voisins,<br />
• une mutualisation <strong>de</strong> <strong>la</strong> réserve primaire<br />
<strong>de</strong> fréquence.<br />
240<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
AA3<br />
Annexe 3<br />
Les associations internationales<br />
<strong>de</strong> Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux<br />
<strong>de</strong> Transport<br />
A.3.1 Historique<br />
A.3.2 ETSO<br />
(European Transmission<br />
System Operators)<br />
A.3.3 UCTE<br />
(Union pour <strong>la</strong> Coordination<br />
<strong>du</strong> Transport d’Électricité)<br />
241<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les zones synchrones<br />
<strong>du</strong> système électrique européen<br />
242<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
La Danemark est membre associé <strong>de</strong> l'UCTE.<br />
Le Maghreb est interconnecté en synchrone avec <strong>la</strong> zone UCTE 1.<br />
L’ Albanie est interconnectée en synchrone avec <strong>la</strong> zone UCTE 2.
A<br />
Annexe 3 - Les associations internationales <strong>de</strong><br />
Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
A.3.1 HISTORIQUE<br />
L’interconnexion <strong>de</strong>s grands réseaux électriques en Europe s’est développée<br />
<strong>de</strong>puis l’après-guerre jusqu’à nos jours sous l’égi<strong>de</strong> <strong>de</strong> l’UCPTE (Union pour <strong>la</strong><br />
Coordination <strong>de</strong> <strong>la</strong> Pro<strong>du</strong>ction et <strong>du</strong> Transport <strong>de</strong> l’Électricité).<br />
Ce développement s’est réalisé pour profiter <strong>de</strong>s avantages <strong>de</strong> l’interconnexion :<br />
- utilisation plus efficace <strong>de</strong> l’énergie primaire grâce aux possibilités <strong>de</strong> transport<br />
international qui permettent <strong>de</strong> jouer sur <strong>la</strong> complémentarité <strong>de</strong>s parcs<br />
<strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction ;<br />
- économies d’investissement et d’exploitation grâce à <strong>la</strong> possibilité <strong>de</strong> secours<br />
mutuels qui permet une ré<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> <strong>la</strong> puissance <strong>de</strong> réserve pour<br />
chaque partenaire ;<br />
- augmentation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s différents systèmes interconnectés.<br />
Il s’est accompli dans un esprit <strong>de</strong> coopération entre compagnies d’électricité<br />
verticalement intégrées, c’est-à-dire ayant à <strong>la</strong> fois <strong>de</strong>s activités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction,<br />
<strong>de</strong> transport et <strong>de</strong> distribution.<br />
La Directive européenne 96/92/EC a bouleversé le paysage <strong>du</strong> secteur électrique<br />
en :<br />
- imposant aux entreprises intégrées une séparation <strong>de</strong> leurs activités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction,<br />
<strong>de</strong> transport et <strong>de</strong> distribution,<br />
- donnant à certains consommateurs <strong>la</strong> possibilité <strong>de</strong> choisir leur fournisseur<br />
où qu’il se trouve en Europe.<br />
Ces dispositions ont mis l’électricité au rang <strong>de</strong> bien <strong>de</strong> consommation banalisé,<br />
négociable comme tout autre pro<strong>du</strong>it, et les entreprises qui exerçaient leurs<br />
activités dans <strong>de</strong>s monopoles légaux ou naturels doivent désormais évoluer<br />
dans un marché concurrentiel à l’échelle européenne.<br />
De nouveaux acteurs sont apparus sur ce marché, <strong>de</strong> grands groupes <strong>de</strong> services,<br />
<strong>de</strong>s tra<strong>de</strong>rs, <strong>de</strong>s bourses, qui en ont modifié les règles et qui ont créé <strong>de</strong><br />
nouvelles exigences vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> gestion <strong>du</strong> système électrique. Parmi ces<br />
nouveaux acteurs, sont apparus les Gestionnaires <strong>de</strong>s Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
(GRT), qui doivent :<br />
- veiller en permanence à l’équilibre entre l’offre et <strong>la</strong> <strong>de</strong>man<strong>de</strong> et gérer les<br />
flux sur le réseau <strong>de</strong> transport pour assurer <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique ;<br />
- exploiter, maintenir et développer ce réseau ;<br />
243<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Pays membres <strong>de</strong> l’ETSO<br />
A : Autriche<br />
B : Belgique<br />
CH : Suisse<br />
CZ : Rép. tchéque<br />
D : Allemagne<br />
DK : Danemark<br />
E : Espagne<br />
F : France<br />
GB : Gran<strong>de</strong><br />
Bretagne<br />
GR : Grèce<br />
H : Hongrie<br />
I : Italie<br />
IRL : Rép.<br />
d’Ir<strong>la</strong>n<strong>de</strong><br />
L : Luxembourg<br />
N : Norvège<br />
NL : Pays-Bas<br />
P : Portugal<br />
PL : Pologne<br />
SK : Slovaquie<br />
SLO : Slovénie<br />
244<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 3 - Les associations internationales <strong>de</strong><br />
Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
- garantir à tous les acteurs <strong>du</strong> marché un accès non discriminatoire à ce<br />
réseau.<br />
On attend d’eux également qu’ils contribuent fortement à créer les conditions<br />
d’un marché flui<strong>de</strong> et compétitif.<br />
Ce bouleversement a eu les conséquences suivantes :<br />
- l’UCPTE s’est transformée en UCTE (Union pour <strong>la</strong> Coordination <strong>du</strong> Transport<br />
<strong>de</strong> l’Électricité) ;<br />
- une nouvelle association s’est créée en juillet 1999, ETSO (European Transmission<br />
System Operators), pour constituer une force <strong>de</strong> proposition vis-à-vis <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> Commission Européenne et <strong>du</strong> Conseil Européen <strong>de</strong>s Régu<strong>la</strong>teurs.<br />
L’UCTE, qui est désormais une association <strong>de</strong> gestionnaires <strong>de</strong> réseaux <strong>de</strong><br />
transport, s’est recentrée sur les aspects techniques <strong>du</strong> fonctionnement interconnecté<br />
<strong>de</strong>s réseaux, ainsi que sur l’extension <strong>du</strong> système synchrone.<br />
L’ETSO travaille sur les mécanismes susceptibles <strong>de</strong> créer un marché unique<br />
européen <strong>de</strong> l’électricité.<br />
A.3.2 ETSO (EUROPEAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS)<br />
Les gestionnaires <strong>de</strong> réseaux <strong>de</strong> transport, conscients <strong>de</strong> <strong>la</strong> nécessité d’harmoniser<br />
les règles d’accès aux réseaux au niveau européen, se sont regroupés en<br />
1999 pour constituer une force <strong>de</strong> proposition vis-à-vis <strong>de</strong> <strong>la</strong> Commission<br />
Européenne et <strong>du</strong> Conseil Européen <strong>de</strong>s Régu<strong>la</strong>teurs.<br />
Les premiers travaux <strong>de</strong> cette association ont porté sur :<br />
- un mécanisme <strong>de</strong> compensation pour les transits internationaux,<br />
- <strong>la</strong> gestion <strong>de</strong>s congestions sur les lignes d’interconnexion,<br />
- les échanges <strong>de</strong> données nécessaires à <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système électrique.<br />
A.3.2.1<br />
Le mécanisme <strong>de</strong> compensation<br />
Il repose sur le fait que les transits internationaux génèrent <strong>de</strong>s coûts (pertes<br />
sur le réseau, amortissement <strong>de</strong>s investissements réalisés pour interconnecter<br />
les réseaux, exploitation et maintenance) et qu’il faut fournir les signaux économiques<br />
adéquats aux acteurs <strong>du</strong> marché.<br />
245<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Pays membres <strong>de</strong> l’UCTE<br />
A<br />
B<br />
BG<br />
BiH<br />
CH<br />
CZ<br />
D<br />
E<br />
: Autriche<br />
: Belgique<br />
: Bulgarie<br />
: Bosnie<br />
Herzégovine<br />
: Suisse<br />
: Rép. tchéque<br />
: Allemagne<br />
: Espagne<br />
F : France<br />
FYROM : Macédoine<br />
GR : Grèce<br />
H : Hongrie<br />
HR : Croatie<br />
I : Italie<br />
L : Luxembourg<br />
NL : Pays-Bas<br />
P : Portugal<br />
PL<br />
RO<br />
SCG<br />
SK<br />
SLO<br />
: Pologne<br />
: Roumanie<br />
: Serbie et<br />
Monténégro<br />
: Slovaquie<br />
: Slovénie<br />
246<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Membre associé : DK : Danemark
A<br />
Annexe 3 - Les associations internationales <strong>de</strong><br />
Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
La solution qui a été mise en application en mars 2002 repose sur les principes<br />
suivants :<br />
- un mécanisme indépendant <strong>de</strong> <strong>la</strong> distance (et <strong>du</strong> nombre <strong>de</strong> frontières inter-<br />
GRT traversées) qui sépare le point d’injection <strong>du</strong> point <strong>de</strong> soutirage,<br />
- un mécanisme compatible avec les tarifications nationales,<br />
- une rémunération <strong>de</strong>s GRT fondée sur les flux physiques mesurés ex-post,<br />
qui donne lieu à une compensation entre GRT.<br />
A.3.2.2<br />
La gestion <strong>de</strong>s congestions<br />
ETSO a étudié les différents mécanismes et a conclu qu’il n’existait pas <strong>de</strong> solution<br />
universelle, chaque solution <strong>de</strong>vant être adaptée aux structures <strong>de</strong> marché<br />
<strong>de</strong>s pays concernés. Toutefois, les solutions doivent reposer sur <strong>de</strong>s mécanismes<br />
<strong>de</strong> marché ou <strong>la</strong> mise aux enchères <strong>de</strong>s capacités <strong>de</strong> transport.<br />
Les GRT mettent en œuvre <strong>de</strong>s solutions <strong>de</strong> manière bi<strong>la</strong>térale ou multi<strong>la</strong>térale<br />
adaptées aux liaisons qui les concernent.<br />
A.3.2.3<br />
Les échanges <strong>de</strong> données<br />
L’augmentation prévisible <strong>du</strong> nombre d’échanges internationaux rend d’autant<br />
plus difficile <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> système européen. Le besoin d’échanger<br />
<strong>de</strong>s données <strong>de</strong>vient vital pour prévoir et calculer les flux physiques générés<br />
par les échanges commerciaux.<br />
A.3.3 UCTE (UNION POUR LA COORDINATION DU TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ)<br />
Les grands domaines d’activité <strong>de</strong> l’UCTE sont :<br />
- l’é<strong>la</strong>boration <strong>de</strong>s règles communes pour le fonctionnement <strong>du</strong> réseau interconnecté<br />
européen en vue <strong>de</strong> sa pleine disponibilité pour le marché,<br />
- l’analyse prospective <strong>de</strong>s grands équilibres offre-<strong>de</strong>man<strong>de</strong> d’électricité au niveau<br />
européen dans le cadre <strong>de</strong> <strong>la</strong> sécurité d’approvisionnement.<br />
Le corps <strong>de</strong>s règles communes est en cours <strong>de</strong> refonte dans un manuel d’exploitation<br />
("Operational Handbook"), qui sera <strong>la</strong> base d’un contrat multi<strong>la</strong>téral<br />
entre tous les GRT membres <strong>de</strong> l’UCTE et qui portera essentiellement sur :<br />
- le rég<strong>la</strong>ge fréquence-puissance,<br />
- <strong>la</strong> programmation <strong>de</strong>s échanges et <strong>la</strong> mise en œuvre <strong>du</strong> rattrapage <strong>de</strong>s<br />
écarts involontaires,<br />
247<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
248<br />
©<strong>RTE</strong> 2002<br />
<strong>RTE</strong> - Station <strong>de</strong> conversion courant alternatifcourant<br />
continu <strong>de</strong> Mandarins<br />
(extrémité côté français <strong>de</strong> l’Interconnexion<br />
France-Angleterre (IFA) 2 000 MW)
A<br />
Annexe 3 - Les associations internationnales <strong>de</strong><br />
Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
- <strong>la</strong> sécurité d’exploitation,<br />
- <strong>la</strong> préparation <strong>de</strong> l’exploitation,<br />
- les procé<strong>du</strong>res en cas <strong>de</strong> situation très ten<strong>du</strong>e,<br />
- <strong>la</strong> déontologie pour les échanges <strong>de</strong> données entre GRT,<br />
- <strong>la</strong> formation.<br />
L’UCTE doit faire face à <strong>de</strong> nouveaux défis :<br />
- contribuer à <strong>la</strong> création d’un marché unique, qui impose <strong>de</strong> renforcer les<br />
interconnexions entre pays ;<br />
- reconnecter les <strong>de</strong>ux zones UCTE, séparées suite à <strong>la</strong> guerre en ex-Yougos<strong>la</strong>vie ;<br />
- donner <strong>de</strong>s réponses aux <strong>de</strong>man<strong>de</strong>s d’interconnexion en synchrone au système<br />
UCTE.<br />
En ce qui concerne les <strong>de</strong>man<strong>de</strong>s d’interconnexion, les dossiers suivants sont<br />
à l’étu<strong>de</strong> :<br />
- connexion <strong>de</strong> l’ensemble Libye, Égypte, Jordanie, Liban, Syrie au bloc <strong>du</strong><br />
Maghreb,<br />
- connexion <strong>de</strong> <strong>la</strong> Turquie,<br />
- connexion <strong>du</strong> bloc <strong>de</strong>s Républiques indépendantes <strong>de</strong> l’Est.<br />
249<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
250<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Barrage <strong>de</strong> Puy<strong>la</strong>urent
A4<br />
Annexe 4<br />
Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.1 Intro<strong>du</strong>ction<br />
A.4.2 France : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 19 décembre 1978<br />
A.4.3 France : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 12 janvier 1987<br />
A.4.4 Québec : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 18 avril 1988<br />
A.4.5 Italie : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 24 août 1994<br />
A.4.6 États-Unis : les gran<strong>de</strong>s pannes <strong>de</strong> l’été 1996<br />
A.4.7 Les gran<strong>de</strong>s pannes <strong>de</strong> l'année 2003<br />
251<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
252<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
EDF - CPT <strong>de</strong> Cor<strong>de</strong>mais
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.1 INTRODUCTION<br />
La sûreté <strong>de</strong> fonctionnement <strong>de</strong>s systèmes électriques constitue un enjeu permanent.<br />
En dépit <strong>de</strong>s lignes <strong>de</strong> défense existant au niveau <strong>de</strong>s différents systèmes<br />
électriques, ceux-ci ne sont pas à l’abri d’inci<strong>de</strong>nts généralisés, con<strong>du</strong>isant<br />
à <strong>de</strong>s délestages <strong>de</strong> clientèle <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur.<br />
L’inci<strong>de</strong>nt ayant affecté le système français le 19 décembre 1978, où 75 % <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
consommation nationale furent per<strong>du</strong>s, est encore dans les mémoires. Cet inci<strong>de</strong>nt,<br />
certes ancien, est le plus grave qu’ait connu EDF <strong>de</strong>puis <strong>la</strong> fin <strong>de</strong> <strong>la</strong> pério<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong> pénurie <strong>de</strong> l’après-guerre.<br />
Moins d’une décennie plus tard, l’inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 12 janvier 1987, initié par les<br />
déclenchements successifs <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> Cor<strong>de</strong>mais, près <strong>de</strong><br />
Nantes, où l’alimentation <strong>de</strong> l’Ouest <strong>de</strong> <strong>la</strong> France fut interrompue, est venu rappeler<br />
les exploitants <strong>de</strong>s systèmes électriques à <strong>la</strong> vigi<strong>la</strong>nce.<br />
Depuis, plusieurs autres inci<strong>de</strong>nts généralisés se sont pro<strong>du</strong>its <strong>de</strong> par le mon<strong>de</strong><br />
et ont privé d’électricité <strong>de</strong>s millions <strong>de</strong> clients. On peut notamment citer les<br />
gran<strong>de</strong>s pannes ayant touché le Québec en 1998, <strong>la</strong> moitié sud <strong>de</strong> l’Italie en<br />
1994, l’ouest <strong>de</strong>s États-Unis en 1996 et, plus récemment, les inci<strong>de</strong>nts qui ont<br />
affecté en 2003 l’est <strong>de</strong>s États-Unis et <strong>du</strong> Canada d’une part, le sud <strong>de</strong> <strong>la</strong> Suisse<br />
et toute l’Italie d’autre part.<br />
Ces événements nous rappellent comment <strong>de</strong>s anomalies plus ou moins importantes<br />
<strong>du</strong> système <strong>de</strong> défense peuvent se conjuguer pour compromettre<br />
gravement <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système, en raison <strong>de</strong>s quatre phénomènes décrits au<br />
§ 2.3 et souvent <strong>de</strong> leur combinaison :<br />
- casca<strong>de</strong> <strong>de</strong> surcharges,<br />
- écroulement <strong>de</strong> tension,<br />
- écroulement <strong>de</strong> fréquence,<br />
- rupture <strong>de</strong> synchronisme.<br />
L’analyse <strong>du</strong> déroulement <strong>de</strong> quelques-uns <strong>de</strong> ces grands inci<strong>de</strong>nts permet<br />
d’illustrer ces phénomènes et <strong>de</strong> mieux comprendre leur origine.<br />
Bien que les systèmes <strong>de</strong> défense et les dispositions prises par les diverses<br />
compagnies différent, l’examen détaillé <strong>de</strong> ces inci<strong>de</strong>nts et <strong>de</strong> <strong>la</strong> succession <strong>de</strong>s<br />
événements ayant con<strong>du</strong>it à l’écroulement total ou partiel <strong>du</strong> réseau, est généralement<br />
riche d’enseignements sur les dysfonctionnements qui ont pu s’opérer<br />
sur les lignes <strong>de</strong> défense mises en p<strong>la</strong>ce, ainsi que sur les améliorations<br />
qu’il convient d’apporter.<br />
253<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Partie <strong>du</strong> réseau français encore sous tension<br />
le 19 décembre 1978 à 8 h 26<br />
immédiatement après le premier effondrement<br />
Évolution <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension sur le réseau 400 kV<br />
<strong>de</strong> l’ouest <strong>de</strong> <strong>la</strong> France<br />
lors <strong>de</strong> l’inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 12 janvier 1987<br />
254<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.2 FRANCE : INCIDENT DU 19 DÉCEMBRE 1978 (CASCADE DE SURCHARGES ET<br />
ÉCROULEMENT DE LA MAJEURE PARTIE DU RÉSEAU)<br />
Par temps froid et couvert, <strong>la</strong> montée <strong>de</strong> charge s’avère ce jour-là plus rapi<strong>de</strong> et<br />
plus importante que prévue (38 500 MW appelés). Le parc <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction disponible<br />
est utilisé au maximum <strong>de</strong> ses possibilités (active et réactive) et plus <strong>de</strong><br />
3 500 MW sont importés <strong>de</strong>s pays voisins, principalement d’Allemagne.<br />
L’accroissement <strong>de</strong> <strong>la</strong> charge augmente les transits, déjà élevés, <strong>de</strong> l’Est vers <strong>la</strong><br />
région parisienne et les tensions s’avèrent, <strong>de</strong> ce fait, très basses dans une gran<strong>de</strong><br />
partie <strong>du</strong> réseau (région parisienne, Ouest).<br />
À partir <strong>de</strong> 8 heures, <strong>de</strong>s surcharges sont constatées sur le réseau et, à 8h06, une<br />
a<strong>la</strong>rme "surcharge 20 minutes" apparaît sur <strong>la</strong> ligne 400 kV Bézaumont-Creney<br />
dans l’est <strong>de</strong> <strong>la</strong> France. Malgré diverses manœuvres sur <strong>la</strong> topologie <strong>du</strong> réseau,<br />
cette surcharge ne peut être ré<strong>du</strong>ite et <strong>la</strong> ligne déclenche sous l’action <strong>de</strong> sa protection<br />
à 8h26.<br />
Sur le report <strong>de</strong> charge, trois lignes 225 kV déclenchent par surcharge. Puis les<br />
quatre groupes <strong>de</strong> Revin s'effacent (<strong>du</strong> fait <strong>de</strong> leur protection <strong>de</strong> surintensité).<br />
Une interconnexion 400 kV avec <strong>la</strong> Belgique déclenche alors et <strong>la</strong> tension baisse<br />
encore. Le déclenchement (mal expliqué) d'une nouvelle interconnexion 400 kV<br />
avec <strong>la</strong> Belgique s'accompagne d'une chute <strong>de</strong> tension supplémentaire et <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
perte <strong>de</strong> stabilité d'une gran<strong>de</strong> partie <strong>du</strong> réseau. Dans <strong>la</strong> phase suivante, s'enchevêtrent<br />
ouvertures <strong>de</strong> lignes et déclenchements <strong>de</strong> groupes (<strong>du</strong> fait notamment<br />
<strong>de</strong> leurs protections à minimum <strong>de</strong> tension et à minimum <strong>de</strong> fréquence).<br />
Des sous-réseaux isolés se forment, où le bi<strong>la</strong>n pro<strong>du</strong>ction-consommation ne<br />
peut être rétabli (délestages insuffisants, pertes <strong>de</strong> groupes).<br />
75 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation sont per<strong>du</strong>s, même si le Sud-Est <strong>de</strong> <strong>la</strong> France et <strong>de</strong>s<br />
ban<strong>de</strong>s voisines <strong>de</strong>s frontières Nord et Est restent sous tension. De nombreux<br />
groupes n'ont pas réussi leur îlotage.<br />
Une première reprise trop rapi<strong>de</strong> con<strong>du</strong>it à un nouvel écroulement <strong>du</strong> réseau à<br />
9h08. Une reprise plus pru<strong>de</strong>nte, s'appuyant sur les groupes hydrauliques et<br />
l'étranger, permet une reconstitution quasi totale <strong>du</strong> réseau vers 12 heures. Pour<br />
<strong>la</strong> clientèle, les coupures auront <strong>du</strong>ré entre 30 minutes et 10 heures.<br />
Cet inci<strong>de</strong>nt, résultant d'une gestion ten<strong>du</strong>e <strong>du</strong> réseau (transits élevés et tensions<br />
basses dans certaines zones) et d'une casca<strong>de</strong> <strong>de</strong> surcharges, a c<strong>la</strong>irement montré<br />
que le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense <strong>de</strong> l’époque a été débordé : les délestages ont été<br />
insuffisants, les déclenchements <strong>de</strong> groupes sont apparus trop tôt sur <strong>de</strong>s critères<br />
<strong>de</strong> minimum <strong>de</strong> tension et le découpage <strong>du</strong> réseau a été mal réussi. La<br />
reprise <strong>de</strong> service également n'a pas été satisfaisante.<br />
De nombreuses actions ont été entreprises, suite à cet inci<strong>de</strong>nt, afin d'améliorer<br />
ces divers éléments.<br />
255<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.3 FRANCE : INCIDENT DU 12 JANVIER 1987<br />
256<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
(EFFONDREMENT DE TENSION ET COUPURES DANS L’OUEST)<br />
Même si <strong>la</strong> journée <strong>du</strong> 12 janvier est particulièrement froi<strong>de</strong> (l’"alerte grand froid"<br />
a été déclenchée <strong>de</strong>puis le vendredi précé<strong>de</strong>nt), les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction disponibles<br />
sont tous démarrés et permettent d'assurer une marge <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
satisfaisante (5 900 MW) et une tension normale dans l'Ouest (405 kV à<br />
Cor<strong>de</strong>mais).<br />
C'est alors qu'en moins d'une heure, <strong>de</strong> 10h55 à 11h42, les groupes 1, 2 et 3 <strong>de</strong><br />
Cor<strong>de</strong>mais tombent en panne pour <strong>de</strong>s causes indépendantes (défail<strong>la</strong>nce d'un<br />
capteur, explosion d'un pôle <strong>du</strong> coupleur électrique, arrêt à <strong>la</strong> suite d'un incendie).<br />
Le <strong>de</strong>rnier groupe disponible, qui est suffisant pour maintenir <strong>la</strong> tension <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> zone, déclenche par suite d’un rég<strong>la</strong>ge inadapté <strong>de</strong> <strong>la</strong> protection <strong>de</strong> courant<br />
rotor maximum et <strong>de</strong> <strong>la</strong> perturbation créée par <strong>la</strong> perte <strong>du</strong> groupe n° 3.<br />
La perte <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> Cor<strong>de</strong>mais entraîne, dans <strong>la</strong> zone, une baisse brusque<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> tension, qui atteint 380 kV. Celle-ci se stabilise environ 30 secon<strong>de</strong>s, mais les<br />
régleurs <strong>de</strong>s transformateurs 225 kV/HT et HTB/HTA, en tentant <strong>de</strong> rétablir une<br />
tension normale, provoquent une remontée <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation et <strong>la</strong> tension<br />
recommence à baisser rapi<strong>de</strong>ment. En quelques minutes, neuf groupes thermiques<br />
proches <strong>de</strong> <strong>la</strong> zone déclenchent successivement, engendrant une perte<br />
<strong>de</strong> puissance <strong>de</strong> 9 000 MW et entretenant le mouvement <strong>de</strong> baisse <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension.<br />
Des ordres <strong>de</strong> délestage sont alors envoyés et, à 11h50, <strong>la</strong> tension se stabilise,<br />
mais à un niveau très bas dans l'Ouest, inférieur à 300 kV (cf. page 158 le p<strong>la</strong>n <strong>de</strong><br />
tension sur le réseau 400 kV au moment le plus critique). Devant cette situation<br />
très précaire, qui met en danger le réseau national, le dispatching déci<strong>de</strong> <strong>de</strong><br />
délester 1 500 MW sur <strong>la</strong> Bretagne et <strong>la</strong> région d'Angers, ramenant <strong>la</strong> tension <strong>du</strong><br />
réseau à son niveau normal.<br />
À partir <strong>de</strong> 12 heures, <strong>la</strong> situation étant bien maîtrisée, <strong>la</strong> remise sous tension <strong>du</strong><br />
réseau délesté peut être entreprise. Elle sera longue, <strong>du</strong> fait <strong>de</strong> <strong>la</strong> difficulté à<br />
recoupler un nombre suffisant <strong>de</strong> groupes proches <strong>de</strong> <strong>la</strong> Bretagne et <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
Normandie, qui ne se sont pas îlotés lors <strong>de</strong> l'inci<strong>de</strong>nt. La réalimentation complète<br />
<strong>de</strong> ces régions ne s'opérera que dans <strong>la</strong> nuit, lorsque <strong>de</strong>ux, puis trois<br />
groupes, fonctionneront à Cor<strong>de</strong>mais. Au moment le plus grave, les coupures<br />
auront atteint une puissance <strong>de</strong> l'ordre <strong>de</strong> 8 000 MW.<br />
La principale cause <strong>de</strong> cet inci<strong>de</strong>nt peut être attribuée à un manque <strong>de</strong> qualité <strong>du</strong><br />
rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> certains composants <strong>du</strong> Système, en particulier <strong>de</strong>s régu<strong>la</strong>teurs <strong>de</strong><br />
tension et protections associées <strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction. Les fonctions correspondantes<br />
sont désormais traitées sous assurance qualité. L'automatisation<br />
<strong>de</strong> certaines actions (blocage <strong>de</strong>s régleurs), <strong>la</strong> ré<strong>du</strong>ction <strong>du</strong> temps d'exécution<br />
<strong>de</strong>s délestages (par le biais <strong>du</strong> télédélestage) sont également apparues indispensables<br />
suite à cet inci<strong>de</strong>nt.
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.4<br />
QUÉBEC : INCIDENT DU 18 AVRIL 1988 - INDISPONIBILITÉ DU TÉLÉDÉLESTAGE ET<br />
ÉCROULEMENT COMPLET DU RÉSEAU<br />
Toute <strong>la</strong> journée <strong>du</strong> 18 avril 1988, une forte tempête s'abat sur <strong>la</strong> côte nord <strong>du</strong><br />
Québec. Le soir, vers 20h10, une série <strong>de</strong> courts-circuits, <strong>du</strong>s à <strong>la</strong> neige et au<br />
verg<strong>la</strong>s recouvrant les iso<strong>la</strong>teurs, se pro<strong>du</strong>it au poste 735 kV d'Arnaud, occasionnant<br />
<strong>la</strong> séparation <strong>de</strong> <strong>la</strong> centrale <strong>de</strong> Churchill-Falls <strong>du</strong> réseau d'Hydro-<br />
Québec. La puissance appelée par le réseau est à ce moment <strong>de</strong> 18 500 MW<br />
(auxquels il faut ajouter 2 600 MW d’exportation vers les réseaux voisins) et <strong>la</strong><br />
puissance pro<strong>du</strong>ite par Churchill-Falls <strong>de</strong> 3 800 MW.<br />
Les automatismes <strong>de</strong> sécurité <strong>de</strong>stinés à provoquer <strong>de</strong>s délestages <strong>de</strong> charge ne<br />
fonctionnent pas. Dans les secon<strong>de</strong>s qui suivent le début <strong>de</strong> l'inci<strong>de</strong>nt, <strong>la</strong> ligne<br />
Chamouchuane-Saguenay déclenche. D'autres groupes déclenchent à leur tour<br />
et l'ensemble <strong>du</strong> réseau s'effondre comme un château <strong>de</strong> cartes.<br />
La reprise <strong>de</strong> charge <strong>du</strong>rera au total plus <strong>de</strong> 8 heures.<br />
QUÉBEC : 18/4/1988<br />
257<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
Le len<strong>de</strong>main matin, à 8h30, un défaut simi<strong>la</strong>ire se pro<strong>du</strong>it, privant une nouvelle<br />
fois le réseau <strong>de</strong> <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> Churchill-Falls. Heureusement, l'automatisme<br />
<strong>de</strong> télédélestage a été réparé pendant <strong>la</strong> nuit et fonctionne cette fois<br />
correctement, évitant un nouvel écroulement <strong>du</strong> réseau. S'il a fallu pratiquer un<br />
délestage cyclique <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle <strong>de</strong> 600 MW pendant cinq heures, celui-ci a<br />
permis <strong>de</strong> circonscrire l'événement.<br />
Le système électrique québécois est certes très différent <strong>du</strong> système français.<br />
Cet inci<strong>de</strong>nt met néanmoins en évi<strong>de</strong>nce le rôle déterminant joué par les actions<br />
<strong>de</strong> délestage <strong>de</strong> <strong>la</strong> clientèle pour limiter l'éten<strong>du</strong>e <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts majeurs. Ces<br />
actions permettent <strong>de</strong> compléter l'action fondamentale <strong>du</strong> rég<strong>la</strong>ge primaire <strong>de</strong><br />
fréquence installé sur les groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction, dont l'objet est <strong>de</strong> ré<strong>du</strong>ire le<br />
déséquilibre entre consommation et pro<strong>du</strong>ction, et d'éviter l'écroulement <strong>de</strong> <strong>la</strong><br />
fréquence (et <strong>du</strong> réseau). Dans <strong>de</strong> pareils cas, couper très rapi<strong>de</strong>ment quelques<br />
clients peut éviter <strong>de</strong> les perdre tous et faciliter <strong>la</strong> réalimentation <strong>de</strong> ceux que<br />
l'inci<strong>de</strong>nt initial avait mis hors tension.<br />
Un inci<strong>de</strong>nt re<strong>la</strong>tivement simi<strong>la</strong>ire s'est pro<strong>du</strong>it en Égypte le 24 avril 1994 où<br />
l'action beaucoup plus faible que prévu <strong>du</strong> délestage fréquencemétrique a entraîné<br />
l'écroulement complet <strong>du</strong> réseau.<br />
A.4.5 ITALIE : INCIDENT DE 24 AOÛT 1994<br />
SÉPARATION DU RÉSEAU ET ÉCROULEMENT AU SUD<br />
L'inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 24 août 1994, à 11h28, en Italie <strong>du</strong> Sud s'est pro<strong>du</strong>it dans une situation<br />
d'exploitation dégradée au cours <strong>de</strong> <strong>la</strong>quelle les exploitants avaient décidé <strong>de</strong><br />
ne pas respecter le "N-1" <strong>du</strong> fait <strong>de</strong> conditions externes considérées comme propices<br />
: pério<strong>de</strong> estivale, météorologie favorable.<br />
Les liaisons reliant l'Italie <strong>du</strong> Sud à l'Italie <strong>du</strong> Nord (sud <strong>de</strong> Rome) étaient constituées<br />
(cf. carte) :<br />
- d'une ligne 400 kV Latina - Garigliano,<br />
- d'une ligne 400 kV Valmontone - Presenzano,<br />
- d'une ligne 400 kV Vil<strong>la</strong>nova - Foggia,<br />
- et d'une ligne 225 kV Popoli - Capriati.<br />
Côté pro<strong>du</strong>ction :<br />
- Ies trois groupes <strong>de</strong> <strong>la</strong> centrale <strong>de</strong> Brindisi Nord (d’une puissance unitaire <strong>de</strong><br />
300 MW) étaient limités à 220 MW chacun pour <strong>de</strong>s problèmes <strong>de</strong> température<br />
d'eau <strong>de</strong> refroidissement. La centrale <strong>de</strong> Brindisi Sud (quatre groupes <strong>de</strong><br />
600 MW) n'était pas autorisée à fonctionner ;<br />
258<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
- pour les mêmes raisons, <strong>la</strong> centrale <strong>de</strong> Rossano (quatre groupes <strong>de</strong> 300 MW)<br />
était limitée à 170 MW par groupe.<br />
Dans <strong>la</strong> nuit <strong>du</strong> 23 au 24 août 1994, un transformateur <strong>de</strong> courant <strong>de</strong> <strong>la</strong> ligne à 400<br />
kV Latina - Garigliano a explosé à Latina, endommageant les disjoncteurs d'autres<br />
lignes 400 kV, notamment ceux <strong>de</strong>s départs vers Valmontone et Rome Ouest. La<br />
ligne Rome Sud - Latina était consignée pour travaux.<br />
Dans <strong>la</strong> journée <strong>du</strong> 24 août, à 11h28, un incendie sous <strong>la</strong> ligne Valmontone -<br />
Presenzano a entraîné le déclenchement <strong>de</strong> cet ouvrage. De fortes oscil<strong>la</strong>tions<br />
entre le Nord et le Sud <strong>de</strong> l'Italie ont été constatées. Les lignes 400 kV Vil<strong>la</strong>nova -<br />
Foggia et 225 kV Popoli - Capriati ont alors déclenché, vraisemb<strong>la</strong>blement par<br />
surcharge ou par perte <strong>de</strong> synchronisme, entraînant <strong>la</strong> constitution d'un réseau<br />
séparé déficitaire <strong>de</strong> l'Italie <strong>du</strong> Sud.<br />
La variation <strong>de</strong> fréquence à l'intérieur <strong>de</strong> ce réseau a été <strong>de</strong> l'ordre <strong>de</strong> 2 Hz par<br />
secon<strong>de</strong>, voire plus importante, ce qui a vraisemb<strong>la</strong>blement ren<strong>du</strong> inopérante<br />
une partie <strong>de</strong>s re<strong>la</strong>is <strong>de</strong> délestage par dérivée <strong>de</strong> fréquence et con<strong>du</strong>it à <strong>la</strong> perte<br />
<strong>de</strong> toute <strong>la</strong> pro<strong>du</strong>ction sur ce réseau.<br />
Cet inci<strong>de</strong>nt a provoqué <strong>la</strong> coupure <strong>de</strong> près <strong>de</strong> 4 500 MW <strong>de</strong> clientèle pendant<br />
une <strong>du</strong>rée <strong>de</strong> 2h à 2h30.<br />
ITALIE : 24/08/94<br />
ITALIE<br />
Vil<strong>la</strong>nova<br />
Popoli<br />
Roma/O<br />
Roma/S<br />
Latina<br />
Garigliano<br />
Presenzano<br />
Brindisi/S<br />
Brindisi/N<br />
Valmontone Capriati Foggia<br />
Rossano<br />
259<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
Même si le réseau italien est moins maillé que le réseau français, les conditions<br />
d'exploitation auxquelles étaient confrontés nos collègues transalpins ne sont<br />
pas très différentes <strong>de</strong> celles rencontrées à certaines pério<strong>de</strong>s sur le réseau<br />
français à proximité <strong>de</strong> <strong>la</strong> Méditerranée. Elles mettent notamment en évi<strong>de</strong>nce<br />
l'importance <strong>de</strong> <strong>la</strong> règle <strong>du</strong> "N-1".<br />
A.4.6 ÉTATS-UNIS : LES GRANDES PANNES DE L’ÉTÉ 1996<br />
Trois inci<strong>de</strong>nts majeurs ont affecté le réseau ouest américain à l'été 1996, provoquant<br />
sa dislocation partielle et <strong>la</strong> coupure <strong>de</strong> millions <strong>de</strong> clients.<br />
Tout commence le 2 juillet, en début d'après-midi, par un défaut monophasé<br />
-amorçage avec un arbre- sur l'une <strong>de</strong>s trois lignes 345 kV qui évacuent <strong>la</strong> centrale<br />
<strong>de</strong> Jim Bridger dans le Wyoming (2 000 MW répartis sur quatre groupes)<br />
vers l'État <strong>de</strong> l'ldaho (cf. carte). Cet inci<strong>de</strong>nt se pro<strong>du</strong>it alors que les températures<br />
sont très élevées dans l'Ouest <strong>de</strong>s États-Unis et que les charges et les transits<br />
entre différents États sont, <strong>de</strong> ce fait, très importants.<br />
Lors <strong>de</strong> <strong>la</strong> séquence d'élimination <strong>du</strong> défaut, une <strong>de</strong>uxième ligne d'évacuation <strong>de</strong><br />
<strong>la</strong> centrale déclenche <strong>du</strong> fait d'un mauvais fonctionnement <strong>de</strong> protection. Pour<br />
éviter <strong>la</strong> surcharge <strong>de</strong> <strong>la</strong> <strong>de</strong>rnière ligne restante, un automate efface 1 000 MW <strong>de</strong><br />
pro<strong>du</strong>ction <strong>de</strong> <strong>la</strong> centrale. Ceci provoque instantanément une forte chute <strong>de</strong> tension<br />
dans l'Idaho et amorce une chute <strong>de</strong> tension plus lente avec <strong>de</strong>s oscil<strong>la</strong>tions<br />
sur <strong>la</strong> Pacific Inertie, constituée par l'ensemble <strong>de</strong>s lignes d'interconnexion 500<br />
kV à courant alternatif et continu, qui relient le Nord-Ouest (Washington-Oregon)<br />
au Sud-Ouest (Californie).<br />
Vingt-quatre secon<strong>de</strong>s plus tard, <strong>la</strong> ligne longue Mill Creek-Antelope déclenche<br />
par surcharge à cause d'un mauvais rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> sa protection <strong>de</strong> distance, et provoque,<br />
en quelques secon<strong>de</strong>s, une chute <strong>de</strong> tension au niveau <strong>de</strong> l'Orégon.<br />
Dès lors, l'inci<strong>de</strong>nt se généralise et une suite <strong>de</strong> déclenchements en casca<strong>de</strong><br />
con<strong>du</strong>it à <strong>la</strong> formation <strong>de</strong> cinq réseaux séparés. Trente-cinq secon<strong>de</strong>s après le<br />
défaut initial, <strong>de</strong>ux millions <strong>de</strong> clients, représentant 12 GW <strong>de</strong> puissance, se trouvent<br />
privés d'électricité.<br />
Le 3 juillet, cet inci<strong>de</strong>nt se répète <strong>de</strong> <strong>la</strong> même façon, mais reste confiné à <strong>la</strong> région<br />
<strong>de</strong> Boise, grâce à <strong>du</strong> délestage commandé par le dispatching.<br />
Le 10 août, un inci<strong>de</strong>nt <strong>de</strong> type simi<strong>la</strong>ire se repro<strong>du</strong>it, coupant 7,5 millions <strong>de</strong><br />
clients pour une puissance <strong>de</strong> l'ordre <strong>de</strong> 30 GW.<br />
Plusieurs facteurs sont à l'origine <strong>de</strong> ces inci<strong>de</strong>nts :<br />
- une exploitation <strong>du</strong> Système aux limites,<br />
- une maintenance défail<strong>la</strong>nte (é<strong>la</strong>gage, protections),<br />
- un mauvais comportement <strong>de</strong>s groupes sur les régimes transitoires,<br />
260<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
- un échange d'informations insuffisant entre les partenaires au niveau prévisionnel,<br />
- une mauvaise qualité <strong>de</strong>s rég<strong>la</strong>ges <strong>de</strong> certaines protections.<br />
Un rapport a été remis au prési<strong>de</strong>nt <strong>de</strong>s États-Unis, définissant cinq axes <strong>de</strong> progrès<br />
assortis <strong>de</strong> p<strong>la</strong>ns d'action :<br />
- assurer <strong>la</strong> responsabilité <strong>de</strong> tous les secteurs ;<br />
- mettre l’accent sur <strong>la</strong> sûreté Système ;<br />
- améliorer l’information sur <strong>la</strong> fiabilité <strong>du</strong> système électrique ;<br />
- étendre <strong>la</strong> portée <strong>de</strong>s analyses ;<br />
- renforcer le professionnalisme <strong>de</strong>s acteurs.<br />
Ces inci<strong>de</strong>nts ont en revanche montré que le découpage <strong>de</strong>s réseaux était une<br />
mesure efficace pour éviter un effondrement complet <strong>du</strong> système et faciliter <strong>la</strong><br />
reprise <strong>de</strong> service.<br />
ÉTATS-UNIS : été 1996<br />
261<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.7 LES GRANDES PANNES DE L’ANNÉE 2003<br />
Plusieurs inci<strong>de</strong>nts survenus en 2003 ont mis au premier p<strong>la</strong>n les enjeux <strong>de</strong><br />
sécurité d'approvisionnement et <strong>de</strong> sûreté <strong>de</strong>s systèmes électriques.<br />
Concernant le premier enjeu, les délestages tournants touchant l'Italie le 26 juin<br />
2003, confirmant <strong>la</strong> crise californienne survenue en 2000-2001, montrent comment<br />
<strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces émergent inéluctablement lorsque les capacités <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction<br />
et <strong>de</strong> transport ne sont plus en adéquation avec les consommations à alimenter.<br />
Pour sa part, l'enjeu <strong>de</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>de</strong> fonctionnement est illustré par<br />
les <strong>de</strong>ux pannes spectacu<strong>la</strong>ires présentées ci-après.<br />
A.4.7.1 L'INCIDENT AMÉRICAIN (ÉTATS-UNIS ET CANADA)<br />
DU 14 AOÛT 2003<br />
Cette panne a affecté l'Eastern Interconnection (une <strong>de</strong>s quatre zones synchrones<br />
<strong>de</strong>s Etats-Unis) et une partie <strong>du</strong> Canada. Le réseau concerné s'étend <strong>du</strong><br />
Dakota à <strong>la</strong> côte Est. Son organisation est complexe. Supervisé par Midwest<br />
ISO, il est entrecoupé <strong>de</strong> réseaux couverts par PJM ; un rapport évoque un<br />
"réseau en gruyère".<br />
La situation avant l'inci<strong>de</strong>nt est réputée saine bien que les tensions soient<br />
basses sur le réseau <strong>de</strong> First Energy, tout en restant supérieures aux valeurs<br />
minimales admises (0,92 pu). La consommation est élevée (climatisation), mais<br />
les exploitants ont maîtrisé <strong>de</strong>s situations plus contraignantes les jours précé<strong>de</strong>nts.<br />
Cependant, plusieurs centres <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite connaissent <strong>de</strong>s défail<strong>la</strong>nces<br />
<strong>de</strong> systèmes d'information, qui entraveront l'appréciation <strong>de</strong>s risques encourus<br />
et <strong>la</strong> réaction <strong>de</strong>s exploitants.<br />
A 14h02 <strong>la</strong> ligne 345 kV Stuart - At<strong>la</strong>nta déclenche (feu <strong>de</strong> broussailles sous les<br />
con<strong>du</strong>cteurs). Ce fait, peu important en lui-même, va perturber un estimateur<br />
d'état en cours <strong>de</strong> réactivation.<br />
De 15h05 à 15h41, trois lignes 345 kV reliant le nord et l'est <strong>de</strong> l'Ohio déclenchent<br />
après amorçages avec <strong>la</strong> végétation. Les forts reports <strong>de</strong> charges et l'affaiblissement<br />
<strong>du</strong> p<strong>la</strong>n <strong>de</strong> tension provoquent <strong>de</strong>s déclenchements <strong>de</strong> lignes et<br />
<strong>de</strong> groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction qui, à partir <strong>de</strong> 16h10, se succè<strong>de</strong>nt à intervalles <strong>de</strong><br />
quelques secon<strong>de</strong>s. Une boucle <strong>de</strong> transit se crée <strong>de</strong>puis <strong>la</strong> Pennsylvanie vers<br />
l'État <strong>de</strong> New York, puis l'Ontario et le Michigan, pour contourner les liaisons<br />
manquantes.<br />
Le réseau <strong>de</strong> l'Eastern Interconnexion se coupe selon une ligne est-ouest. Le<br />
sud va rester in<strong>de</strong>mne, mais le nord, isolé, subit <strong>de</strong> nouvelles séparations et<br />
s’effondre totalement à 16h13, à l'exception <strong>de</strong> quelques îlots où le comportement<br />
<strong>de</strong>s groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et les délestages ont sauvé <strong>la</strong> situation.<br />
262<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
La reprise <strong>de</strong> service est difficile ; 19 heures après l'inci<strong>de</strong>nt, 20 % <strong>de</strong> <strong>la</strong> consommation<br />
reste à réalimenter. Il faudra <strong>de</strong>ux jours pour réalimenter certaines parties<br />
<strong>de</strong>s États-Unis, suite en particulier à <strong>de</strong>s problèmes <strong>de</strong> redémarrage <strong>de</strong><br />
groupes <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction.<br />
Au total, l'inci<strong>de</strong>nt a affecté 50 millions <strong>de</strong> personnes et con<strong>du</strong>it à <strong>la</strong> perte d'environ<br />
62 000 MW <strong>de</strong> consommation dans sept états américains et l'Ontario.<br />
La commission d'investigation a attribué l'effondrement à <strong>la</strong> conjonction :<br />
- d’une appréciation insuffisante <strong>de</strong> l'état <strong>de</strong> dégradation <strong>du</strong> réseau à First Energy ;<br />
- d’une application <strong>de</strong> critères inadaptés aux risques d’écroulement <strong>du</strong> système<br />
<strong>de</strong> First Energy ;<br />
- d’un manque <strong>de</strong> maîtrise <strong>de</strong>s besoins d'é<strong>la</strong>gage à First Energy ;<br />
- <strong>de</strong> <strong>la</strong> défail<strong>la</strong>nce <strong>de</strong>s organismes chargés <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> réseau interconnecté<br />
à établir un diagnostic en temps réel.<br />
A.4.7.2 L'INCIDENT SUISSE - ITALIE DU 28 SEPTEMBRE 2003<br />
Vers 3h <strong>du</strong> matin, l'Italie est fortement importatrice, les capacités d'échange<br />
avec <strong>la</strong> Suisse et le reste <strong>de</strong> l'Europe sont saturées. La ligne suisse 380 kV<br />
Mettlen - Lavorgo est chargée à 86 %. Selon les étu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> sûreté effectuées par<br />
l'opérateur ETRANS, <strong>la</strong> perte <strong>de</strong> cette ligne <strong>de</strong>man<strong>de</strong>rait <strong>de</strong>s actions curatives<br />
sous 15 minutes, certaines à mener par le gestionnaire <strong>de</strong> réseau italien GRTN.<br />
A 3h01, <strong>la</strong> ligne amorce avec <strong>la</strong> végétation et déclenche ; le réenclenchement<br />
s'avère impossible, <strong>du</strong> fait d'un angle <strong>de</strong> transport (42°) trop important. Par report<br />
<strong>de</strong> charge, une autre ligne suisse passe en surcharge et au bout <strong>de</strong> 24 minutes<br />
entre en contact avec un arbre et déclenche.<br />
L'inci<strong>de</strong>nt s'emballe alors, avec, en quelques secon<strong>de</strong>s, le déclenchement d'une<br />
nouvelle ligne suisse par surcharge et <strong>la</strong> déconnexion automatique <strong>de</strong> <strong>la</strong> liaison<br />
Lienz - Soverzene reliant Suisse et Autriche. L'Italie perd le synchronisme et se<br />
sépare <strong>du</strong> reste <strong>du</strong> réseau européen par action <strong>de</strong>s protections <strong>de</strong> distance<br />
équipant les lignes transfrontalières : au vu <strong>de</strong>s tensions basses et <strong>de</strong>s courants<br />
élevés, les impédances mesurées correspon<strong>de</strong>nt aux critères <strong>de</strong> déclenchement.<br />
En Italie, <strong>la</strong> fréquence chute instantanément à 49,1 Hz et <strong>la</strong> tension s'effondre.<br />
Des instal<strong>la</strong>tions <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction raccordées aux réseaux <strong>de</strong> distribution, puis 21<br />
<strong>de</strong>s 50 groupes principaux raccordés au réseau <strong>de</strong> transport déclenchent. Le<br />
délestage fréquencemétrique ne sauve pas <strong>la</strong> situation ; 2mn30s après <strong>la</strong> séparation,<br />
l'Italie est totalement hors tension.<br />
263<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
264<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong><br />
Europe vue <strong>du</strong> ciel pendant le b<strong>la</strong>ck-out italien<br />
<strong>du</strong> 28 septembre 2003
A<br />
Annexe 4 - Les grands inci<strong>de</strong>nts<br />
à travers le mon<strong>de</strong><br />
Sur le reste <strong>du</strong> réseau UCTE, <strong>la</strong> fréquence augmente, mais se stabilise à 50,2 Hz<br />
par action <strong>de</strong>s rég<strong>la</strong>ges automatiques primaire et secondaire <strong>de</strong> fréquence.<br />
Malgré quelques déclenchements <strong>de</strong> groupes, l'inci<strong>de</strong>nt est circonscrit grâce à<br />
<strong>la</strong> réaction majoritairement correcte <strong>de</strong>s différents composants et acteurs <strong>du</strong><br />
système électrique.<br />
La reconnexion progressive <strong>de</strong> l’Italie avec ses voisins <strong>de</strong> 4h05 à 12h45 permet<br />
<strong>la</strong> reprise progressive <strong>de</strong>s importations et <strong>la</strong> reconstitution <strong>du</strong> réseau, <strong>de</strong> 6h à<br />
16h. La réalimentation <strong>de</strong> certaines zones <strong>du</strong> Sud <strong>de</strong>man<strong>de</strong>ra une vingtaine<br />
d'heures.<br />
Globalement, l'effondrement a affecté 57 millions <strong>de</strong> personnes, avec coupure<br />
<strong>de</strong> 28 000 MW pendant plusieurs heures.<br />
A.4.7.3 LES ENSEIGNEMENTS DE CES INCIDENTS 2003<br />
Le retour d’expérience sur ces nouveaux inci<strong>de</strong>nts con<strong>du</strong>it à dégager les points<br />
sensibles suivants :<br />
- <strong>la</strong> façon dont <strong>la</strong> maîtrise <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté peut différer selon que le GRT est en charge<br />
<strong>de</strong>s infrastructures <strong>de</strong> transport (cas <strong>de</strong> <strong>la</strong> France) ou non (cas <strong>de</strong> l’Italie actuellement<br />
et <strong>de</strong>s États-Unis) ;<br />
- <strong>la</strong> nécessité d'affirmer le rôle <strong>de</strong> chef d'orchestre <strong>du</strong> GRT, en particulier dans<br />
les situations les plus extrêmes où ses ordres doivent être exécutés sans discussion<br />
ni retard ;<br />
- le caractère indispensable <strong>de</strong> l’indépendance <strong>de</strong>s GRT par rapport aux autres<br />
acteurs <strong>du</strong> marché ;<br />
- l'exigence d'un référentiel <strong>de</strong> sûreté adapté, dans ses différentes dimensions : directives,<br />
lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant au<br />
GRT comme aux autres acteurs (pro<strong>du</strong>cteurs, distributeurs, consommateurs, tra<strong>de</strong>rs,<br />
…) ;<br />
- l'importance <strong>de</strong>s re<strong>la</strong>tions contractuelles entre le GRT et les pro<strong>du</strong>cteurs,<br />
distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect <strong>de</strong> dispositions <strong>de</strong><br />
sûreté <strong>de</strong>puis le sta<strong>de</strong> <strong>du</strong> raccor<strong>de</strong>ment au réseau jusqu'à celui <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite,<br />
en précisant c<strong>la</strong>irement les engagements <strong>de</strong> chaque partie et les modalités<br />
<strong>de</strong> contrôle <strong>de</strong> ces engagements ;<br />
- enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux différentes<br />
échelles <strong>de</strong> temps concernées.<br />
265<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Lexique<br />
ACR Agence <strong>de</strong> Con<strong>du</strong>ite Régionale<br />
(EDF-Gaz <strong>de</strong> France Distribution)<br />
A<strong>RTE</strong>RE Architecture <strong>du</strong> Réseau <strong>de</strong><br />
Télécommunication <strong>du</strong><br />
Réseau Électrique<br />
ASN Animateur <strong>du</strong> Synoptique National<br />
ASR Analyse <strong>de</strong> Sécurité <strong>du</strong><br />
Réseau<br />
ATS Animateur <strong>du</strong> Tableau Synoptique<br />
CIGRÉ Comité International <strong>de</strong>s<br />
Grands Réseaux Électriques<br />
CNES Centre National d’Exploitation<br />
<strong>du</strong> Système (<strong>RTE</strong>)<br />
CNPE Centre Nucléaire <strong>de</strong><br />
Pro<strong>du</strong>ction d’Électricité<br />
CNR Compagnie Nationale <strong>du</strong> Rhône<br />
CNREX Commission Nationale <strong>du</strong><br />
Retour d’Expérience<br />
CPT Centre <strong>de</strong> Pro<strong>du</strong>ction<br />
Thermique<br />
CRE Commission <strong>de</strong> Régu<strong>la</strong>tion<br />
<strong>de</strong> l’Énergie<br />
CU<strong>RTE</strong> Comité <strong>de</strong>s Utilisateurs <strong>du</strong><br />
Réseau <strong>de</strong> Transport<br />
DESE Département Exploitation <strong>du</strong><br />
Système Électrique (<strong>RTE</strong>)<br />
DN Dispatching National<br />
DR Dispatching Régional<br />
EDF Électricité <strong>de</strong> France<br />
ELD Entreprise Locale <strong>de</strong> Distribution<br />
ESS Événements Système Significatifs<br />
ETSO European Transmission System<br />
Operators<br />
GRT Gestionnaire <strong>de</strong> Réseau <strong>de</strong><br />
Transport<br />
HT (1) Haute Tension<br />
(remp<strong>la</strong>cé par HTB1)<br />
HTA Haute Tension < 50 kV<br />
HTB Haute Tension > 50 kV<br />
HTB1 : 63 & 90 kV (ex HT)<br />
HTB2 : 225 kV<br />
HTB3 : 400 kV<br />
IMAP Intensité Maximale Admissible<br />
en Permanence<br />
MA Mécanisme d’Ajustement<br />
MT Moyenne Tension<br />
(remp<strong>la</strong>cé par HTA)<br />
PCG<br />
PEXI<br />
PHV<br />
PSEM<br />
REX<br />
RPT<br />
RSCT<br />
RSFP<br />
RST<br />
<strong>RTE</strong><br />
SAS<br />
SEE<br />
SENE<br />
SENP<br />
SEO<br />
SERAA<br />
SESE<br />
SESO<br />
SFS<br />
SIRC<br />
SMQ<br />
SNC<br />
STEP<br />
TAC<br />
THT (1)<br />
UCTE<br />
URSE<br />
USE<br />
Pupitre <strong>de</strong> Comman<strong>de</strong>s Groupées<br />
Pupitre d’EXploitation Informatisé<br />
Poste Hydraulique <strong>de</strong> Vallées<br />
Poste Sous Enveloppe<br />
Métallique<br />
Retour d’EXpérience<br />
Réseau Public <strong>de</strong> Transport<br />
Rég<strong>la</strong>ge Secondaire<br />
Coordonné <strong>de</strong> Tension<br />
Rég<strong>la</strong>ge Secondaire<br />
Fréquence-Puissance<br />
Rég<strong>la</strong>ge Secondaire <strong>de</strong> Tension<br />
Réseau <strong>de</strong> Transport d’Électricité<br />
Système d’Alerte et <strong>de</strong><br />
Sauvegar<strong>de</strong><br />
Système Électrique Est (<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Nord-Est<br />
(<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Normandie-<br />
Paris (<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Ouest (<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Rhône<br />
Alpes Auvergne (<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Sud-Est (<strong>RTE</strong>)<br />
Système Électrique Sud-Ouest<br />
(<strong>RTE</strong>)<br />
Sûreté <strong>de</strong> Fonctionnement<br />
<strong>du</strong> Système<br />
Système Informatique<br />
Régional <strong>de</strong> Con<strong>du</strong>ite<br />
Système <strong>de</strong> Management<br />
<strong>de</strong> <strong>la</strong> Qualité<br />
Système National <strong>de</strong> Con<strong>du</strong>ite<br />
Station <strong>de</strong> Transfert d’Énergie<br />
par Pompage<br />
Turbine À Combustion<br />
Trés Haute Tension<br />
(remp<strong>la</strong>cé par HTB2 et HTB3)<br />
Union pour <strong>la</strong> Coordination <strong>du</strong><br />
Transport d’Électricité<br />
Unités Régionales <strong>du</strong><br />
Système Électrique (<strong>RTE</strong>)<br />
Unités <strong>du</strong> Système<br />
Électrique (<strong>RTE</strong>)<br />
(1) : Les sigles HT et THT sont encore utilisés pour désigner respectivement les réseaux 63 & 90 kV d’une part,<br />
225 & 400 kV d’autre part.<br />
266<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
In<strong>de</strong>x<br />
Mots définis ou expliqués<br />
Actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> : p. 49<br />
Aléas : p. 27 - 31 - 209<br />
Automates d’exploitation : p. 107 -109<br />
Battements (<strong>de</strong> tension) : p.41<br />
Blocage régleurs : p. 57 - 109<br />
Casca<strong>de</strong> <strong>de</strong> surcharges : p. 33 - 35 - 57<br />
C<strong>la</strong>ssification par gravité <strong>de</strong>s ESS : p. 153 - 155<br />
Consommation : p. 27 - 87<br />
Culture <strong>de</strong> sûreté : p. 131 - 165 - 238<br />
Délestage fréquencemètrique : p. 39 - 61 - 109 - 111<br />
Défense en profon<strong>de</strong>ur : p. 43 à 65<br />
Diagramme <strong>de</strong> fonctionnement<br />
<strong>de</strong>s alternateurs : p. 92 - 93<br />
Doctrine d’exploitation <strong>du</strong> Système : p. 140 - 141<br />
DRS : p. 65<br />
Économie : p. 23<br />
Écroulement <strong>de</strong> fréquence : p. 33 - 37 - 39 - 58 - 59 - 63<br />
Écroulement <strong>de</strong> tension : p. 33 - 54 - 55 - 157<br />
Événements Système Significatifs (ESS) : p. 147 - 149 - 151 - 155<br />
Facteurs Humains : p. 29 - 123 - 129 - 133<br />
Formation : p. 135 à 138<br />
Fréquence (écroulement <strong>de</strong>) : p. 59<br />
Fréquence (rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>) : p. 59 - 61 - 107<br />
Îlotage : p. 65 - 91<br />
Inci<strong>de</strong>nt (généralisé, <strong>de</strong> gran<strong>de</strong> ampleur) : p. 31 à 33 - 43 -<br />
66 - 157 - 161 - Annexe 4<br />
Interconnexion : p. 15<br />
Lignes <strong>de</strong> défense : p. 43 - 46 - 54 - 55 - 63<br />
Maintenance : p. 103 - 109<br />
Marges d’exploitation : p. 29 - 208 à 217<br />
Mécanisme d’ajustement : p. 215 à 217<br />
N-k (règle <strong>du</strong>) : p. 30 - 45 - 53 - 204 à 207<br />
Ossatures régionales : p. 67 - 70 - 71<br />
Ouvrage <strong>de</strong> transport : p. 95<br />
Ouvrage <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction : p. 85 à 91<br />
Para<strong>de</strong>s ultimes : p. 47 - 49 - 52 - 54 - 55 - 57 -61 - 65<br />
Performance (<strong>de</strong>s composants) : <strong>de</strong> p. 87 à 105 - 123<br />
Phénomènes (<strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté) : p. 35 - 41<br />
P<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense : p. 49 - 51<br />
P<strong>la</strong>n <strong>de</strong> reconstitution : p. 67 - 69<br />
Postes <strong>de</strong> transport : p. 81 - 95 - 97 -103<br />
Prévention/Préparation : p. 45 - 54 - 55 - 59<br />
Protection (p<strong>la</strong>n <strong>de</strong>) : p. 53 - 107 - 219 à 233<br />
Qualité <strong>de</strong> fourniture : p. 23<br />
Réactive (puissance,…) : p. 89<br />
Reconstitution <strong>du</strong> réseau : p. 67 à 71<br />
Rég<strong>la</strong>ge Secondaire Fréquence - Puissance (RSFP) : p. 27 -<br />
59 - 87 - 91 - 111 - 173 à 185<br />
Rég<strong>la</strong>ge Secondaire <strong>de</strong> Tension (RST) : p. 57 - 61 - 107 -<br />
110 - 177<br />
Réseau <strong>de</strong> sécurité : p. 116 - 117 - 119<br />
Retour d’expérience (REX SFS) : p. 148 à 163<br />
Réserves actives : p. 211 à 213<br />
Rupture <strong>de</strong> synchronisme : p. 41 - 63 - 65<br />
SAS : p. 49 - 115<br />
Scénarios <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension : p. 73<br />
Simu<strong>la</strong>tion (outils <strong>de</strong>) : p. 137<br />
Surcharges (casca<strong>de</strong> <strong>de</strong>) : p. 33 - 35<br />
Sûreté (<strong>du</strong> Système) : p. 18 à 23 - 77 - 237<br />
Surveil<strong>la</strong>nce/Action : p. 47 - 49 - 53 - 57 - 59 - 63 - 105 - 171<br />
Synchronisme (rupture <strong>de</strong>) : p. 33 - 41 - 63 - 65<br />
Système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite : p. 113 à 121<br />
Système électrique : p 13 à 15<br />
Tension (écroulement <strong>de</strong>) : p. 37 - 55<br />
Tension (rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong>) : p. 57 - 89 - 107 - 186 à 203<br />
Transits (maîtrise <strong>de</strong>s) : p. 169 à 171<br />
267<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Iconographie<br />
LA MEDIATHEQUE EDF - <strong>RTE</strong><br />
Pierre BERENGER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 50, 90<br />
Sylvain BEUCHERIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 108<br />
C<strong>la</strong>u<strong>de</strong> CAROLY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 34,<br />
Damien CHARFEDDINE . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 104<br />
C<strong>la</strong>u<strong>de</strong> CIEUTAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 162<br />
Sophie CHIVET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 68<br />
Michel CREPIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 240<br />
Dominique DELIOUX . . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 78<br />
Philippe GUIGNARD . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 56<br />
Gérard HALARY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 82<br />
Stéphane HA<strong>RTE</strong>R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 160<br />
G. JAUMOTTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 12, 38<br />
Gérard LOUCEL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. 144<br />
Marc MORCEAU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 48, 60, 76, 130, 236, 250<br />
Michel MONTEAUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 2, 22<br />
C<strong>la</strong>u<strong>de</strong> PAUQUET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 48, 74, 86, 98, 100, 238<br />
J.C. RAOUL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 208<br />
Lionel ROUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 166,<br />
T. SIEGMANN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 252<br />
Yves SOULABAILLE . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 36, 40, 48, 84, 104, 124, 134,<br />
154, 164, 220<br />
Guil<strong>la</strong>ume ZUILI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 114, 138, 160<br />
Droits réservés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 68, 72, 104, 116, 156, 264<br />
Phototèque CNER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 80, 94, 106, 120, 146<br />
Phototèque STH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 168, 234<br />
Compagnie Nationale <strong>du</strong> Rhône<br />
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 142<br />
Société Nationale d’Équipements Thermiques<br />
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 122, 206<br />
268<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Sommaire<br />
2.1 Le système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 13<br />
2.1.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 13<br />
2.1.2 L’ exploitation <strong>du</strong> système électrique . . . . . . . . . . . . p. 17<br />
2.2 La sûreté <strong>du</strong> Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 19<br />
2.2.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 19<br />
2.2.2 Les enjeux <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système . . . . . . . . . . . . . p. 19<br />
2.2.3 Les obligations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 21<br />
2.2.4 Interactions Sûreté/Économie et Sûreté/Qualité . . . . . p. 23<br />
2.2.5 Les enjeux <strong>de</strong> l’ouverture <strong>du</strong> marché européen <strong>de</strong> l’électricité<br />
p. 25<br />
2.3 Les mo<strong>de</strong>s <strong>de</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté . . . . . . . . . . . . . p. 27<br />
33<br />
Avant-propos<br />
1.1 Les objectifs <strong>du</strong> Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 5p. 5<br />
1.2 Structure <strong>du</strong> Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 7<br />
1.3 Utilisation <strong>du</strong> Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 9<br />
La sûreté <strong>du</strong> système : les bases<br />
2.3.1 Les aléas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 27<br />
2.3.2 Les marges <strong>de</strong> sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 29<br />
2.3.3 Les phénomènes à l’origine <strong>de</strong> <strong>la</strong> dégradation <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté p.<br />
2.4 La défense en profon<strong>de</strong>ur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 43<br />
2.4.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 43<br />
2.4.2 Structuration <strong>de</strong>s lignes <strong>de</strong> défense . . . . . . . . . . . . . p. 43<br />
2.4.3 Actions <strong>de</strong> sauvegar<strong>de</strong> et P<strong>la</strong>n <strong>de</strong> défense . . . . . . . . p. 49<br />
2.4.4 La défense en profon<strong>de</strong>ur appliquée aux phénomènes redoutés<br />
p. 53<br />
2.5 La reconstitution <strong>du</strong> réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 67<br />
2.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs <strong>du</strong> réseau . . . . . . . p. 67<br />
2.5.2 Préparation <strong>du</strong> réseau et diagnostic . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 69<br />
2.5.3 Reconstitution <strong>du</strong> réseau par ossatures régionales . . . . . . . . p. 71<br />
2.5.4 Scénarios <strong>de</strong> renvoi <strong>de</strong> tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 73<br />
269<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
Les dispositions prises<br />
dans le domaine matériel,<br />
pour garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
3.1 Les critères <strong>de</strong> structuration <strong>du</strong> système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 81<br />
3.2 Les performances atten<strong>du</strong>es <strong>de</strong>s ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction et <strong>de</strong> transport . . p. 85<br />
3.2.1 Les ouvrages <strong>de</strong> pro<strong>du</strong>ction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 85<br />
3.2.2 Les ouvrages <strong>de</strong> transport : les postes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 95<br />
3.3 Les protections et les automates d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 107<br />
3.4 Les rég<strong>la</strong>ges automatiques <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence et <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension . . . . . . . . . . . . p. 111<br />
3.4.1 Le rég<strong>la</strong>ge automatique <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 111<br />
3.4.2 Le rég<strong>la</strong>ge automatique <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 111<br />
3.5 Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 113<br />
3.5.1 Les principes <strong>de</strong> <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 113<br />
3.5.2 Les moyens <strong>de</strong> con<strong>du</strong>ite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 115<br />
3.5.3 Le réseau <strong>de</strong> télécommunication <strong>de</strong> sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 117<br />
3.5.4 Le système <strong>de</strong> télécon<strong>du</strong>ite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 119<br />
Les dispositions prises dans les domaines<br />
organisationnel et humain,<br />
pour garantir <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système<br />
4.1 Le management <strong>du</strong> Facteur Humain . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 127<br />
4.1.1 Les conditions d’une bonne contribution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 127<br />
4.1.2 L‘influence <strong>du</strong> management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 129<br />
4.1.3 La culture <strong>de</strong> sûreté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 131<br />
4.2 La formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135<br />
4.2.1 La formation au service <strong>de</strong> <strong>la</strong> sûreté <strong>du</strong> Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135<br />
4.2.2 La formation à <strong>la</strong> con<strong>du</strong>ite <strong>du</strong> Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135<br />
4.2.3 Formation aux autres métiers <strong>de</strong> l’exploitation <strong>du</strong> Système . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 139<br />
4.3 La doctrine d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 141<br />
4.4 La mise sous assurance <strong>de</strong> <strong>la</strong> qualité <strong>de</strong>s activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 143<br />
4.5 Le Retour d’expérience (REX) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 149<br />
4.5.1 L’organisation <strong>du</strong> REX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 149<br />
4.5.2 La c<strong>la</strong>ssification par gravité <strong>de</strong>s inci<strong>de</strong>nts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 153<br />
4.5.3 Les enseignements tirés <strong>de</strong>s grands inci<strong>de</strong>nts . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 157<br />
270<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
A<br />
Fonctionnement <strong>du</strong> Système :<br />
notions <strong>de</strong> base<br />
A.1.1 La maîtrise <strong>de</strong>s transits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 169<br />
A.1.2 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 173<br />
A.1.3 Le rég<strong>la</strong>ge <strong>de</strong> <strong>la</strong> tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 187<br />
A.1.4 La règle <strong>du</strong> N-k . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 205<br />
A.1.5 Les marges d’exploitation et le mécanisme d’ajustement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 209<br />
A.1.6 Les p<strong>la</strong>ns <strong>de</strong> protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 219<br />
A<br />
Les politiques <strong>de</strong> <strong>RTE</strong><br />
A.2.1 La politique "Sûreté <strong>du</strong> Système électrique" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 237<br />
A.2.2 La politique "Qualité" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 238<br />
A<br />
Les associations internationales <strong>de</strong><br />
Gestionnaires <strong>de</strong> Réseaux <strong>de</strong> Transport<br />
A.3.1 Historique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 243<br />
A.3.2 ETSO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 245<br />
A.3.3 UCTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 247<br />
A<br />
Les grands inci<strong>de</strong>nts à travers le mon<strong>de</strong><br />
A.4.1 Intro<strong>du</strong>ction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 253<br />
A.4.2 France : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 19 décembre 1978 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 255<br />
A.4.3 France : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 12 janvier 1987 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 256<br />
A.4.4 Québec : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 18 avril 1988 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 257<br />
A.4.5 Italie : inci<strong>de</strong>nt <strong>du</strong> 24 août 1994 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 258<br />
A.4.6 États-Unis : les gran<strong>de</strong>s pannes <strong>de</strong> l’été 1996 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 260<br />
A.4.7 Les gran<strong>de</strong>s pannes <strong>de</strong> l’année 2003 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 262<br />
271<br />
©<strong>RTE</strong> <strong>2004</strong>
TIEMPO ÉDITIONS<br />
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Tél. : 01 40 47 07 00 - Fax : 01 40 47 07 70