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Mémento de la sûreté du système électrique – Version 2004 - RTE

Mémento de la sûreté du système électrique – Version 2004 - RTE

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MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

ÉDITION 2004


Ce Mémento vous est personnel

NOM : . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Ce mémento peut également être consulté et téléchargé sur le site web de RTE :

(chemin d’accès : www.rte-France.com Qui sommes-nous ? Réseau Sûreté du Système).

Si vous avez des remarques ou des suggestions à formuler, vous pouvez :

• soit nous en faire part sur le site web,

• soit nous les adresser par courrier à l’adresse suivante :

RTE / Département Exploitation du Système Électrique (DESE)

Tour Initiale

1, terrasse Bellini - TSA 41000

92919 Paris la Défense Cedex

Vous contribuerez ainsi à améliorer cet ouvrage et à faire en sorte que le moment

venu, sa réédition réponde encore mieux à vos attentes.


MÉMENTO DE LA SÛRETÉ

DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE


1 Avant-propos

2 La sûreté du Système : les bases

3 Les dispositions prises dans le domaine matériel

pour garantir la sûreté du Système

4 Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

pour garantir la sûreté du Système

A1

Fonctionnement du Système : notions de base

A2

Les politiques de RTE

A3

Les associations internationales

de Gestionnaires de Réseaux de Transport

A4

Les grands incidents à travers le monde

Sommaire détaillé pages 269 à 271

1

©RTE 2004


RTE - Dispatching national (CNES)

Le réseau à 400 kV français est maillé

et interconnecté avec le réseau européen.

Il est surveillé en permanence

depuis le dispatching du CNES.

2

©RTE 2004


1

Avant-

propos

1.1 Objectifs du Mémento

1.2 Structure du Mémento

1.3 Utilisation du Mémento

Ce document est la propriété de RTE.

Toute communication, reproduction, publication, même partielles,

sont interdites sauf autorisation écrite de RTE.

3

©RTE 2004


Cet ouvrage à vocation pédagogique a pour objet

de situer le rôle de chacun dans la sûreté

de fonctionnement du système électrique.

Le mémento de la sûreté du système électrique

n’est pas un document de doctrine.

Il n’a aucun caractère prescriptif,

réglementaire ou justificatif.

4

©RTE 2004


1

1.1

Avant-propos

Objectifs du Mémento

Le Mémento de la sûreté du système électrique est un recueil

d'informations générales sur la sûreté de fonctionnement du système

électrique.

Il résume les grands principes qui régissent cette sûreté en montrant

leur cohérence et les analogies existant avec la sûreté de fonctionnement

d'autres processus et notamment la sûreté nucléaire. Il fait

apparaître les relations entre les grands phénomènes pouvant entraîner

des dégradations de la sûreté du Système et les exigences de sûreté

mises en œuvre pour éviter ces dégradations et en limiter les effets. Il

fait le lien entre les différents facteurs influençant la sûreté et les

phénomènes mis en jeu.

Ce Mémento n'a pas vocation à se substituer aux contrats et aux règles

d'exploitation qui définissent les exigences à respecter pour assurer la

sûreté du Système. Il se limite à exposer, de façon pédagogique, les

grands principes à l'origine de ces règles. Il vise ainsi à mettre à la

disposition des différents acteurs impliqués dans la sûreté du Système,

quels que soient leur métier et leur fonction, un référentiel culturel

commun concernant ces principes.

Il aide ainsi chacun à situer son geste professionnel vis-à-vis de la sûreté

du Système.

Le Mémento se limite à une présentation simplifiée de la sûreté qui est

une partie de l'exploitation du système électrique. Cette dernière

recouvre d'autres thèmes non traités ici, tels que :

• l'économie,

la qualité de la fourniture.

Il ne traite pas non plus du partage des responsabilités vis-à-vis de la

sûreté au sein des organisations, ni des structures de contrôle.

5

©RTE 2004


o

Avant-propos

La sûreté du Système :

les bases

Les dispositions prises

dans le domaine matériel

Les dispositions prises

dans les domaines

organisationnel et humain

Annexes

o

o

o

o

6

©RTE 2004


1

1.2

Avant-propos

Structure du Mémento

La sûreté du Système repose sur la mise en œuvre de dispositions de

natures diverses adaptées à la dynamique des grands phénomènes à

l’origine de la dégradation de la sûreté. Ces dispositions relèvent des

domaines technique, organisationnel ou des individus eux-mêmes.

C'est sur cette base qu'a été structuré le présent Mémento. Après le

rappel des éléments qui définissent et constituent la sûreté, on précise

quelles sont les dispositions prises pour la garantir.

Cette présentation est complétée par quatre annexes qui traitent :

des notions de base du fonctionnement du Système,

des politiques RTE "Sûreté du Système" et "Qualité".

de la coopération entre sociétés pour l’exploitation du système

électrique européen,

des grands incidents à travers le monde.

La page de droite est réservée au texte. Le bandeau de la page rappelle

la couleur du chapitre.

Dans la plupart des cas, la page de gauche est réservée aux exemples, aux

illustrations, aux principaux messages énoncés dans la page en vis-à-vis,

à des résumés qui peuvent être utilisés pour des actions de formation.

La dernière page de chaque chapitre est un résumé de celui-ci.

En fin d’ouvrage :

- un lexique explicite les sigles et abréviations utilisés ;

- un index permet de retrouver les mots clefs dans le texte du Mémento.

7

©RTE 2004


Le Mémento

de la sûreté du système électrique

POUR QUI ? POUR QUOI FAIRE ?

Maîtres d’ouvrage

Maîtres d’œuvre

Prestataires et fournisseurs

Prendre en compte la sûreté

dans la conception

et la réalisation des ouvrages

Personnel de conduite,

d’exploitation

et de maintenance

Développer une approche

réfléchie des problèmes de sûreté

Répondre aux questions

quotidiennes en matière de sûreté

Management

et personnel

d’encadrement

Définir la politique de sûreté

Développer les pratiques

de la culture de sûreté

chez le personnel

Formateurs

Utiliser dans le cadre

de la formation

8

©RTE 2004


1

1.3

Avant-propos

Utilisation du Mémento

Le Mémento est destiné à tous ceux qui ont un rôle vis-à-vis de la sûreté

du Système :

• Maîtres d’ouvrage, concepteurs, maîtres d’œuvre,

• Personnel d’exploitation du système électrique,

• Personnel chargé de la conduite, de l’exploitation et de la maintenance

du réseau de transport,

• Personnel chargé de la conduite, de l’exploitation et de la maintenance

des installations des utilisateurs du réseau (producteurs, distributeurs et

consommateurs),

• Prestataires et fournisseurs, ...

L'objectif premier de l'ouvrage est d'offrir un exposé simple et

abordable des principales approches et dispositions relatives à la sûreté

du Système de façon à ce que chacun, pour ce qui le concerne, puisse

approfondir sa maîtrise de la sûreté, connaître ses principes et

fondements, en connaître les enjeux, s'y référer pour lui-même ou pour

former son entourage, et soit mieux à même de les mettre en relation

avec les gestes professionnels quotidiens qu’il accomplit.

Le Mémento doit aussi permettre à ceux qui ne partagent pas les mêmes

gestes professionnels de communiquer entre eux sur le plan de la sûreté

du Système.

Le Mémento de la sûreté du Système, document de culture de

sûreté, met à la disposition de tous les exploitants, quel que

soit leur métier, la même information applicable au quotidien.

9

©RTE 2004


10

©RTE 2004

Le système électrique :

de multiples composants

en interaction permanente sous le contrôle

d’opérateurs humains et d’automates


2

La sûreté du Système :

les bases

2.1 Le système électrique

2.1.1 Définition

2.1.2 L’exploitation du système électrique

2.2 La sûreté du Système

2.2.1 Définition

2.2.2 Les enjeux de la sûreté du Système

2.2.3 Les obligations

2.2.4 Interactions sûreté/économie et sûreté/qualité

2.2.5 Les enjeux de l’ouverture du marché européen de l’électricité

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.1 Les aléas

2.3.2 Les marges de sécurité

2.3.3 Les phénomènes à l’origine d’une dégradation de la sûreté

2.4 La défense en profondeur

2.4.1 Définition

2.4.2 Structuration des lignes de défense

2.4.3 Actions de sauvegarde et plan de défense

2.4.4 La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutés

2.5 La reconstitution du réseau

2.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau

2.5.2 Préparation du réseau et diagnostic

2.5.3 Reconstitution du réseau par ossatures régionales

2.5.4 Scénarios de renvoi de tension

2.5.5 Mise en place et maintien en conditions opérationnelles

du plan de reconstitution du réseau

11

©RTE 2004


Jeu de barres 400 kV

Le maillage du réseau est névralgique

pour la sûreté du système électrique.

12

©RTE 2004


2

2.1

La sûreté du Système : les bases

Le système électrique

2.1.1 DÉFINITION

Le système électrique français est un ensemble de plus de 100 000 MW de

puissance installée et qui délivre à la pointe plus de 80 000 MW ; il

comprend :

● un parc de production de plus de 100 000 MW, composé de plusieurs

centaines de groupes (hydrauliques, thermiques classiques ou nucléaires,

…). Ces groupes sont eux-mêmes des ensembles complexes

de gros matériels de puissance, mais aussi d’organes de régulation et

de protections ;

● une centaine de milliers de kilomètres de lignes aériennes ou de

câbles souterrains et plusieurs milliers de postes HTB formant un

réseau interconnecté fortement maillé, qui permet des transits de

puissance importants. Là encore, outre les matériels de puissance

(lignes, transformateurs, organes de coupure, …), il faut considérer un

grand nombre de protections et d’automates ;

● plusieurs milliers d’installations de clients, directement raccordées

sur les réseaux HTB, ou alimentées par des réseaux de tensions

inférieures reliés à ces mêmes réseaux. Elles présentent différents

types de besoins (courbes de charge, puissance de court-circuit, ...).

Elles peuvent être des sources de perturbations et présenter des

comportements dynamiques très différents lors des variations

importantes de tension et/ou de fréquence rencontrées au cours des

incidents ;

● un centre de conduite national (CNES) et sept centres de conduite

régionaux (URSE) exploitant, chacun dans sa zone d’action et conformément

à ses responsabilités, le système électrique ; outre les interventions

des opérateurs, des régulations centralisées sont mises en œuvre

pour régler la fréquence et les échanges avec les gestionnaires de réseaux

de transport voisins, et la tension sur des zones plus ou moins vastes.

Ces multiples composants en interaction permanente, sous le contrôle

d’opérateurs humains et d’automates, constituent un ensemble complexe

et fortement bouclé ; il doit être conçu et exploité de manière cohérente ;

c’est la dimension SYSTÈME.

13

©RTE 2004


L’interconnexion du système électrique français

avec les pays d’Europe de l’Ouest

L’interconnexion

=

• un Système plus robuste,

• une capacité d’échanges plus grande entre réseaux,

• une assistance mutuelle entre partenaires.

14

©RTE 2004


2

2.1

La sûreté du Système : les bases

Le système électrique

Le Système français fait partie du système interconnecté européen

(cf. annexe A3).

L’interconnexion crée les conditions d’une solidarité permanente entre

les partenaires ; elle offre de nombreux avantages, dont une capacité

d’échanges plus importante entre réseaux favorisant la réalisation d’un

marché unique de l’électricité en Europe, ainsi que les possibilités de

secours mutuel lors d’une défaillance d’un équipement de transport ou

de production.

Deux caractéristiques essentielles de ce Système doivent être prises en

compte vis-à-vis de la sûreté :


d’une part, le fait qu’il soit fortement maillé a pour conséquence

qu’une perturbation importante, quelle que soit sa localisation, risque

de se propager à l’ensemble du Système ;


d’autre part, que les constantes de temps qui sont en jeu couvrent des

échelles de temps très diverses. Ainsi, les perturbations de l’onde

électrique résultant des courts-circuits se propagent à des vitesses

proches de la lumière, les automates ou protections travaillent dans

des domaines allant de la dizaine de millisecondes à quelques

secondes, et certaines régulations pilotent des processus ayant des

constantes de temps de plusieurs minutes voire de plusieurs heures.

L’équilibre du Système repose donc sur une parfaite coordination de

l’ensemble des dispositifs de régulation et de protection.

Il en résulte que tout mauvais comportement d’un composant,

même très localisé, peut briser cet équilibre, rejaillir très vite et

très loin et affecter globalement le fonctionnement de l’ensemble.

15

©RTE 2004


Les trois objectifs qui gouvernent

l’exploitation du système électrique

Garantir

la SÛRETÉ

de fonctionnement

Favoriser

la performance

ÉCONOMIQUE

et l’ouverture

du marché électrique

Satisfaire

les ENGAGEMENTS

contractuels

16

©RTE 2004


2

2.1

La sûreté du Système : les bases

Le système électrique

2.1.2 L’EXPLOITATION DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

Trois objectifs majeurs gouvernent l'exploitation du système électrique :

● garantir la sûreté de fonctionnement,

● favoriser la performance économique et l’ouverture du marché électrique,

● satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés

au réseau de transport.

L’exploitation du Système doit garantir :

● le maintien de la sûreté de fonctionnement (cf. § 2.2), c'est-à-dire la maîtrise

de l'évolution et des réactions du système électrique face aux différents

aléas dont il est l'objet (courts-circuits, évolution imprévue de la consommation,

indisponibilités fortuites d’ouvrages de production ou de transport,

…), en réduisant autant que possible le risque d'incidents pouvant

conduire à une coupure de l'alimentation électrique généralisée à l'ensemble

du pays ou à de vastes zones ;

la meilleure utilisation du réseau, au service de la performance économique

de l’ensemble des acteurs du système électrique ; ceci demande

d'utiliser et d’exploiter au mieux les offres de services proposées par

les acteurs opérant au sein du système électrique :

- les offres des entités de production et d’ajustement, dont les responsables

s’efforcent d’assurer la meilleure disponibilité et d’améliorer

les performances,

- les possibilités d’échange d’énergie avec les autres réseaux du

système électrique européen,

- les moyens d’action sur l’équilibre offre-demande, dans le cadre

de contrats souscrits par la clientèle, de règles de conduite ou de

dispositifs d’urgence,

- les services système ;

● les engagements contractuels pris auprès des clients, notamment en

matière de qualité de fourniture.

Le rôle de l’exploitant du Système est de maîtriser simultanément

les trois objectifs : sûreté, économie et qualité.

17

©RTE 2004


La SÛRETÉ de fonctionnement

du SYSTÈME électrique

c’est l’aptitude à :

Assurer

le fonctionnement normal du Système

Limiter le nombre d’incidents

et éviter les grands incidents

Limiter les conséquences

des grands incidents

18

©RTE 2004


2

2.2

La sûreté du Système : les bases

La sûreté du Système

2.2.1 DÉFINITION

La notion de sûreté de fonctionnement a été introduite d'abord dans

l'armement au cours des années 40 et les méthodes d'étude de la sûreté

se sont ensuite développées successivement au cours des années 60 et

70 dans l'aéronautique, le nucléaire et les transports terrestres.

La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique (ou

sûreté du Système) est au cœur des responsabilités confiées par la loi à

RTE. Elle se définit comme l’aptitude à :

● assurer le fonctionnement normal du Système ;

● limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents ;

● limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent.

Une telle définition permet une approche active de l'amélioration de la

sûreté. Elle pousse à définir les conséquences inacceptables des incidents,

à identifier les événements initiateurs et à définir des parades permettant de

limiter les risques. On reviendra sur ces notions au § 2.4.

La politique "Sûreté du système électrique" définie et appliquée par RTE est

présentée dans l’annexe A.2.1.

2.2.2 LES ENJEUX DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

Une dégradation de la sûreté du système électrique qui se traduirait par

une augmentation de la fréquence des incidents et, le cas échéant, par la

survenue d'un incident généralisé à une grande partie ou à la totalité du

réseau français, serait un échec dans l'exercice de la mission de service

public de l'électricité.

Au-dedes conséquences humaines et économiques directes, il en

résulterait :

- la perte de confiance du public risquant d’entraîner un affaiblissement

de la nouvelle organisation du secteur électrique, ainsi qu’un abandon

de l’électricité au profit des autres énergies concurrentielles ;

- la perte de confiance des partenaires électriciens étrangers, susceptible

de remettre en cause la gestion des interconnexions ;

- la remise en cause des professions.

19

©RTE 2004


La sûreté du Système :

un enjeu déterminant

pour tous les acteurs du système électrique

SNCF - TGV

Ville de Rouen

Les interruptions de fourniture

ont des impacts croissants

sur la vie de notre société.

20

©RTE 2004


2

2.2

La sûreté du Système : les bases

La sûreté du Système

L’enjeu de sûreté est donc, depuis longtemps, un enjeu déterminant pour

l’exploitant du Système. Il se trouve encore renforcé aujourd’hui par les

difficultés rencontrées pour implanter de nouveaux ouvrages de

transport du fait de l’accroissement des contraintes d’environnement.

Ceci oblige l’exploitant du Système à utiliser le réseau existant toujours

plus aux limites. Il est essentiel, dans ces conditions, de pouvoir garantir

le niveau de sûreté si l’on ne veut pas augmenter la probabilité d’apparition

d’un incident de grande ampleur.

2.2.3 LES OBLIGATIONS

C'est une évidence que de rappeler la place de plus en plus importante de

l'électricité dans la vie courante de notre société ; en corollaire, les

interruptions de fourniture ont des impacts croissants avec la durée et

l'étendue géographique des coupures. Le spectre des conséquences est

large, depuis la gêne locale jusqu’à la paralysie de l'activité sur de larges

zones du pays. Il est de la responsabilité de l'exploitant du Système, en

liaison avec l'ensemble des utilisateurs du réseau, de maîtriser le risque

de coupure généralisée.

La mission de service public confiée au gestionnaire du réseau de transport

d’électricité (GRT) s’accompagne d’obligations qui sont, pour ce qui

concerne la sûreté, définies dans la loi n° 2000-108 du 10 février 2000

relative à la modernisation et au développement du service public de

l’électricité, article 15 : "[…] Le gestionnaire du réseau public de transport

assure à tout instant l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau, ainsi

que la sécurité, la sûreté et l’efficacité de ce réseau, en tenant compte des

contraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille également au respect

des règles relatives à l’interconnexion des différents réseaux nationaux

de transport d’électricité. […]"

21

©RTE 2004


Rechercher en permanence la performance

économique en garantissant la Sûreté

de fonctionnement et la qualité de service

RTE - Dispatching régional de Système Électrique Est

22

©RTE 2004


2

2.2

La sûreté du Système : les bases

La sûreté du Système

2.2.4 INTERACTIONS SÛRETÉ/ÉCONOMIE ET SÛRETÉ/QUALITÉ

Si la sûreté constitue une priorité de l’exploitant du Système, elle ne peut

pas être assurée à n’importe quel prix. En particulier :



l'acceptabilité des réseaux électriques n'est concevable que si l’énergie

électrique est économiquement compétitive. Les investissements

nécessaires pour la sûreté du Système doivent être cohérents avec

le coût, la fréquence et la gravité des incidents qu’ils permettent d’éviter

;

par ailleurs, par sa souplesse d'utilisation, l'électricité dispose d'un

avantage concurrentiel déterminant, mais les usages modernes de

l'électricité exigent aussi un produit de qualité, garanti en termes de

temps de coupure, de forme de l'onde de tension et de courant. Là

encore, les dispositions prises en exploitation pour garantir la

sûreté doivent être compatibles avec les engagements contractuels

pris sur la qualité de fourniture.

23

©RTE 2004


Échanges physiques d’électricité en Europe en 2003

24

©RTE 2004

Les échanges physiques

(qui suivent les lois de répartition des transits dans un réseau maillé) ne

doivent pas être confondus avec les échanges commerciaux entre pays.


2

2.2

La sûreté du système : les bases

La sûreté du système

2.2.5 LES ENJEUX DE L’OUVERTURE DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L’ÉLECTRICITÉ

Avec l’ouverture du marché de l'électricité, le paysage des échanges

d’énergie effectués grâce au réseau de transport européen a sensiblement

évolué et s’est accompagné :

- d’un accroissement sensible des niveaux d’échanges entre pays et

d’une diversification des types d’échanges,

- de l’émergence de très nombreux nouveaux acteurs.

C’est un véritable enjeu pour les GRT que de savoir utiliser au mieux les

interconnexions au service de la performance économique tout en

assurant la sûreté, dans le respect de l’équité d’accès au réseau, face à

des situations très variées et dans un contexte où les transferts d'énergie

souhaités par les acteurs sont confrontés à des capacités qui ne sont pas

illimitées. Pour faire face à l’insuffisance de capacités transfrontalières,

les GRT ont mis en place, en coordination avec les Régulateurs de

l’Énergie des pays concernés, divers mécanismes d'allocation de ces

capacités de transfert : premier arrivé premier servi, enchères, attribution

au prorata des demandes des utilisateurs ou encore "mécanisme

coordonné".

Les échanges d'énergie entre partenaires interconnectés ne sont pas le

seul moyen par lequel les gestionnaires de réseaux de transport peuvent

contribuer à l'ouverture du marché tout en assurant la sûreté de

fonctionnement : le mécanisme retenu par RTE pour couvrir les pertes de

transport sur le réseau français, par la mise en œuvre d'appels d'offres

ouverts aux acteurs étrangers, en constitue un exemple.

25

©RTE 2004


Quatre familles d’aléas

26

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.1 LES ALÉAS

Le Système, de par sa nature, est en permanence soumis à différents

aléas qui peuvent être regroupés en quatre familles.

Les aléas de consommation

Du fait du caractère non stockable de l’énergie électrique, il faut assurer à

tout instant l’adaptation de l’offre à la demande.

Le Système est donc en quelque sorte piloté par la consommation. Reflet

de l’activité économique et sociale du pays, celle-ci présente un caractère

globalement prévisible mais avec une marge aléatoire notable. Image

agglomérée d’un grand nombre de comportements individuels, elle se

trouve influencée, même à court terme, par de multiples facteurs dont le

principal est d’origine météorologique : ainsi, en hiver ou en inter-saison,

une baisse de température de 1 0 C se traduit par un surcroît de la

consommation française pouvant atteindre 1 600 MW, alors qu’en été,

lorsque la température dépasse 25 0 C, une hausse de 1° C de plus

provoque une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW. D’un

autre côté, le développement d’une formation nuageuse au-dessus de

l’agglomération parisienne entraîne une augmentation de plusieurs

centaines de MW.

Les aléas météorologiques

Le système électrique, géographiquement étendu et en relation très forte

avec l’environnement (lignes aériennes, centrales hydrauliques, refroidissement

des centrales thermiques, ...) subit des événements d’origine

météorologique (foudre, tempête, givre, crue ou sécheresse, grand froid, ...),

souvent peu prévisibles et qui induisent des perturbations notables : courtscircuits,

déclenchements de groupes de production, ...

Les pannes et les agressions extérieures

Les composants du Système eux-mêmes, intégrant souvent des

matériels de haute technologie travaillant dans des conditions

industrielles sévères, ne sont pas à l’abri de pannes (défaillances

imprévisibles d’équipements) ou d’agressions extérieures (pelleteuses

qui sectionnent les câbles, accidents d’aéronefs ou de personnes, ...).

27

©RTE 2004


Des fluctuations de consommation

Des aléas météorologiques

(foudre, tempête, givre, crue, grand froid, …)

Des pannes et agressions extérieures

Des erreurs humaines dans l’exploitation

et la maintenance

Ces aléas imposent de se couvrir

en constituant des marges

28

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

Certaines se traduisent par des conséquences immédiates (déclenchements

d’ouvrages), d’autres peuvent rester cachées (pannes latentes) et

se révéler inopinément lors d’une sollicitation ; le système électrique

affronte alors cette sollicitation dans une situation plus vulnérable.

Les dysfonctionnements liés au facteur humain

Le niveau de performance des composants du Système dépend, pour

une large part, du facteur humain qui intervient à tous les niveaux, depuis

la conception et la mise en œuvre des équipements (qualité des réalisations,

rigueur des essais de mise en service, ...) jusqu’à leur exploitation

(qualité de la maintenance, rigueur des interventions, ...). Là encore, les

conséquences peuvent être immédiates (cas du "défaut tournevis", ...) ou

se manifester lors d’une sollicitation ultérieure (cas de l’erreur de câblage

ou du mauvais réglage, par exemple).

2.3.2 LES MARGES DE SÉCURITÉ

Pour maintenir un fonctionnement satisfaisant du Système malgré les aléas

qui pèsent sur lui, des marges de sécurité sont prises systématiquement,

depuis le développement jusqu’à l’exploitation. Typiquement, on

dimensionne le Système pour qu’il puisse résister à un certain nombre

d’événements répertoriés dans les règles de planification et d’exploitation.

Le respect de ces règles de sécurité conduit la plupart du temps à des

surcoûts. Elles conduisent en effet à se ménager des marges dont la

constitution coûte de façon certaine, alors que leur utilisation effective

reste du domaine des probabilités et que la valorisation précise des

coupures évitées est des plus délicates.

Ainsi, par exemple, lorsqu’on impose le démarrage d’un groupe de

production pour pouvoir faire face au déclenchement éventuel d’un ouvrage,

on consent une dépense certaine. En contrepartie, le gain -éviter par exemple

une coupure de clientèle- est, lui, aléatoire.

29

©RTE 2004


30

©RTE 2004

La Sûreté pas à n’importe quel prix …


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

Malgré tout, il n’est pas envisageable de se prémunir contre n’importe quel

type d’aléa. Tout d’abord parce qu’on ne peut concevoir toutes les

combinaisons de pannes ou d’incidents susceptibles d’intervenir sur un

nombre aussi grand de composants ; ensuite, parce qu’économiquement il

ne peut être justifié de vouloir se prémunir (au sens de vouloir conserver un

fonctionnement normal du Système) contre des aléas dont la probabilité

d’occurrence devient extrêmement faible (combinaison d’aléas de faible

probabilité chacun et indépendants).

Pour des combinaisons d’aléas particulièrement sévères mais très peu

probables, on accepte donc que se produisent des dégradations du

fonctionnement du Système conduisant à des répercussions sensibles

sur la clientèle. La priorité est alors de conserver la maîtrise de l’évolution

des incidents afin de limiter leur ampleur finale.

Dans les cas les plus graves, on accepte éventuellement de sacrifier une

partie réduite du Système si cela permet d’enrayer efficacement la

dégradation.

Compte tenu des enjeux associés à la sûreté du Système (cf. § 2.2.2), la

perspective d’un incident de grande ampleur n’est pas acceptable.

L’exploitation du Système doit donc être assurée de manière à réduire au

maximum l’occurrence d’un tel événement.

L’observation du passé, tant en France qu’à l’étranger, montre que la

probabilité d’un événement majeur sur le Système -mise hors tension d’une

grande partie ou de la totalité du réseau français- peut être évaluée à 10 -1 par

an, c’est-à-dire un événement majeur sur le Système tous les dix ans.

Ce type d’incident résulte, en général, de combinaisons défavorables

d’éléments : situations précaires dues, par exemple, à des marges

insuffisantes ou déjà consommées, aléas multiples ou successifs sur des

ouvrages de transport ou de production, dysfonctionnement de

protections ou régulations, panne des systèmes de télécommunication

et/ou de téléconduite.

31

©RTE 2004


Pour


Assurer le fonctionnement normal du Système



Limiter les incidents et éviter les grands incidents

Limiter les conséquences des grands incidents

il faut se protéger :


des surcharges

en cascade


de l’écroulement

de tension


de l’écroulement

de fréquence


de la rupture

de synchronisme

32

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3 LES PHÉNOMÈNES À L’ORIGINE DE LA DÉGRADATION

DE LA SÛRETÉ

La genèse d’un incident de grande ampleur est toujours caractérisée par

quelques phases de fonctionnement typiques liées à quatre grands

phénomènes qui, indépendamment de leurs causes initiales, qui

peuvent être multiples, se succèdent ou se conjuguent tout au long de

l’incident.

Ces phénomènes sont :





les surcharges en cascade,

l’écroulement de tension,

l’écroulement de fréquence,

la rupture de synchronisme.

Ils sont présentés ci-après, dans leur déroulement extrême. Les dispositions

prises pour s’en prémunir et/ou en limiter les conséquences seront analysées

dans le § 2.4 "La défense en profondeur du Système".

33

©RTE 2004


RTE - Lignes 400 kV

La bonne estimation des reports de charge

en cas d’aléa N-1 / N-k est déterminante

pour éviter les surcharges en cascade.

34

©RTE 2004


2

La sûreté du Système : les bases

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3.1 Les surcharges en cascade

Le maintien d'intensités trop élevées dans un ouvrage conduit à des

échauffements pouvant endommager des constituants de la liaison (ligne ou

câble) elle-même. En outre, pour les lignes aériennes, l'échauffement des

conducteurs induit aussi leur allongement : ils se rapprochent du sol,

duisant les distances d'isolement (risques d'amorçages) et créant des

risques pour les personnes et les biens.

Pour se prémunir contre ces risques, on utilise en France des protections

dites de surcharge.

Si la surcharge n'est pas levée avant un temps donné (20 minutes, par

exemple, voire quelques dizaines de secondes, selon l'ampleur du

dépassement constaté), I'ouvrage concerné déclenchera, par action de sa

protection de surcharge. Le transit supporté auparavant par cet ouvrage va

alors se reporter sur d'autres ouvrages, en fonction des impédances

apparentes relatives.

Selon la gravité des phénomènes, et tout particulièrement l'état de charge

initial des ouvrages concernés, on conçoit que ce déclenchement puisse

générer de nouvelles surcharges, de nouveaux déclenchements et, par

reports de charge successifs, l'apparition d'un phénomène cumulatif, les

nouvelles surcharges étant plus nombreuses et de plus en plus difficiles à

lever dans les délais impartis.

L'apparition initiale d'une (ou plusieurs) surcharge(s) peut être la conséquence

de plusieurs types de situations ou d’événements, en particulier :



le déclenchement brutal d'ouvrages : perte(s) de ligne(s) (suite à

l'apparition puis à l'élimination d'un court-circuit, action intempestive

deprotection sans apparition de défaut, ...), déclenchement de

groupe de production, …

une évolution de la consommation incompatible avec les ouvrages

disponibles à un moment donné, éventuellement combinée avec des

valeurs de tension basses.

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©RTE 2004


RTE - Transformateur THT/HT

L’action des régleurs en charge automatiques

des transformateurs doit être bloquée dès l’apparition

du phénomène d’écroulement de tension.

36

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3.2 L’écroulement de tension

Outre son aspect contractuel vis-à-vis des clients, le contrôle de la

tension en tout point du système électrique est nécessaire pour assurer

un comportement correct des matériels, garantir le bon fonctionnement

global du Système et éviter l’apparition de phénomènes du type écroulement

de tension.

La tension est une grandeur locale, fortement influencée par les variations

de consommation et les transits de puissance réactive (cf. annexe A.1.3).

Celle-ci se transporte mal et au prix de chutes de tension importantes. La

tension est donc réglée à partir de sources de puissance réactive (groupes,

condensateurs, réactances, …) réparties sur le réseau.

Pour une zone donnée, les sources de puissance réactive peuvent ne plus

être suffisantes pour satisfaire les besoins à la suite, par exemple, d’un

événement du type déclenchement d'ouvrages de transport ou de groupes,

évolution imprévue de la consommation.

L’importation de la puissance réactive manquante à partir des zones

voisines provoque des chutes de tension importantes sur le réseau HTB.

Sans autres dispositions, ceci se traduirait, au niveau des charges des

clients, par le non respect des plages contractuelles de tension. Pour pallier

cet inconvénient, des régleurs en charge automatiques, installés au niveau

des transformateurs des réseaux alimentant la clientèle, permettent,

normalement, de rattraper ces chutes de tension. Ceci a cependant pour

conséquences deduire l’impédance du dipôle entre la source et la charge,

d’augmenter le courant et donc d’abaisser un peu plus la tension de la zone

au rythme des changements de prise des transformateurs.

Si, en outre, l’appel de puissance réactive de la zone dépasse les capacités

de secours des zones voisines -qui sont par nature limitées- l’appel de

puissance réactive supplémentaire produit les mêmes effets sur les zones

adjacentes et conduit à l'extension du phénomène.

En deçà d’un certain niveau bas de tension appelé tension critique, on se

heurte à des problèmes de limite de puissance active transmissible. Ce qui

conduit à l’écroulement du plan de tension, si aucune mesure n’est prise.

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©RTE 2004


EDF - Groupe de production nucléaire de 1 300 MW

Le dimensionnement correct des réserves

et une bonne mise en œuvre de celles-ci

sont indispensables pour assurer à tout moment

l’équilibre production-consommation

38

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3.3 L’écroulement de fréquence

La stabilité de la fréquence, sur un réseau électrique, traduit l’équilibre entre

la production et la consommation, c’est-à-dire entre les forces motrices des

centrales et le couple résistant que représentent les charges. Si la demande

(la consommation) excède l’offre (la production), le Système est en

déséquilibre, la vitesse des machines et par voie de conséquence la

fréquence du réseau baissent. A contrario, si c'est l’offre qui est supérieure

à la demande, le Système voit les groupes accélérer et la fréquence

augmenter.

Comme la consommation fluctue par nature, il est nécessaire d’adapter, en

permanence, le niveau de la production pour maintenir la fréquence à une

valeur stable de référence : 50 Hz en Europe.

La fréquence doit être tenue autour de cette valeur de référence, d’une part

parce qu’une fréquence évoluant sans cesse rendrait l’électricité

inutilisable pour de multiples usages, d’autre part, parce que la plupart des

composants du Système sont optimisés et spécifiés pour fonctionner dans

une plage de fréquence donnée. En dehors de cette plage de tolérance, des

dysfonctionnements graves de matériels apparaissent (en particulier sur

les dispositifs de régulation) et, si le déséquilibre est trop important, les

groupes se séparent du réseau entraînant inévitablement l’effondrement

de tout ou partie du système électrique.

Le phénomène d’écroulement de fréquence est rapide. À titre d’illustration,

dans le cours de l’incident du 19 décembre 1978 (cf. annexe 4), il a été

constaté une dynamique de chute de fréquence de 3 Hz/s.

En France, la plage admissible est de 50 Hz +/- 0,5 Hz. À partir de 49 Hz, des

délestages automatiques de consommation interviennent, des baisses

de fréquence de plusieurs Hz entraînent la séparation des groupes de

production par action de leur protection à minimum de fréquence.

39

©RTE 2004


Protection de distance

Le temps d’élimination des courts-circuits

est un paramètre déterminant

vis-à-vis de la rupture de synchronisme.

40

©RTE 2004


2

2.3

La sûreté du Système : les bases

Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3.4 La rupture de synchronisme

Sur un réseau non perturbé, tous les rotors des alternateurs tournent à la

même vitesse électrique. On parle alors de fonctionnement synchrone et la

vitesse commune définit la fréquence du système électrique.

Ce synchronisme est dû à l’existence d’un lien élastique appelé "couple

synchronisant" qui, au travers des grandeurs électriques, solidarise les

générateurs entre eux.

Tant que le couple moteur appliqué au rotor par la turbine et le couple

résistant dû aux charges raccordées au stator ne s’éloignent pas trop de

l’équilibre, le synchronisme est assuré par l’action des régulateurs de

tension et de vitesse. Le Système est stable.

Dans certaines situations, comme par exemple lors d’un court-circuit de

durée excessive, le lien élastique qui solidarise les générateurs peut être

rompu. Des glissements peuvent se produire entre les alternateurs qui ne

tournent plus à la même vitesse. La fréquence du Système n’a plus de

sens précis. L’onde de tension observée en chaque point du réseau résulte

de la composition de sources de tension à des fréquences différentes ; il

apparaît alors des battements de tension et de courant à l'origine de

contraintes inacceptables sur les matériels : surintensités, surtensions, …

Le Système a perdu la stabilité.

Sous l'action de leurs systèmes de protection, les ouvrages se séparent

alors du réseau si aucune mesure n'est prise, ce qui conduit à la dislocation

du Système.

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©RTE 2004


La défense en profondeur du Système

=

une succession de lignes de défense

qui relèvent de trois domaines

Prévention/

Préparation

Surveillance/

Action

Parades

ultimes

42

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.1 DÉFINITION

Au cours d'un incident majeur, les différents phénomènes décrits au

paragraphe précédent peuvent se succéder ou se conjuguer. La sûreté du

Système repose sur la mise en œuvre de dispositions de natures diverses,

adaptées à la dynamique de chaque phénomène et qui permettent de

prévenir, détecter et traiter les dysfonctionnements pouvant conduire à son

émergence et/ou d’en contrôler l’évolution.

Ces dispositions, qui relèvent aussi bien du domaine du matériel, de

l’organisation que de la qualité du geste professionnel, sont appelées lignes

de défense. La mise en œuvre de lignes de défense successives

constitue le concept de défense en profondeur.

Ce principe est d'application courante dans le domaine de la sûreté nucléaire

comme dans la sûreté de fonctionnement de nombreux systèmes

industriels complexes pour lesquels un haut niveau de sûreté est requis.

La défense en profondeur du système électrique repose sur

l’articulation cohérente de lignes de défense successives, permettant

d’éviter ou de contrôler les principaux phénomènes pouvant

conduire à son effondrement.

2.4.2 STRUCTURATION DES LIGNES DE DÉFENSE

Les lignes de défense se rapportent à trois grands domaines

complémentaires :




la prévention/préparation,

la surveillance/action,

les parades ultimes.

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©RTE 2004


Les

Les

lignes

lignes de

de

défense

défense

du

du

niveau

niveau

:

:

Prévention/Préparation

Prévention/Préparation

Faire

Faire

en sorte

en sorte

que les

que

phénomènes

les phénomènes

redoutés

ne

ne

s’amorcent

s’amorcent

pas

pas

44

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.2.1 La Prévention/Préparation

Il s'agit en premier lieu de faire en sorte que les phénomènes redoutés ne

s’amorcent pas.

Dans ce domaine, les actions menées visent à :

● s’assurer du maintien du niveau de fiabilité, de disponibilité et de

performance des composants, de façon à ce qu’ils rendent le service

attendu et que le nombre d’événements initiateurs soit minimisé ; c’est

tout le sens de la maintenance préventive sur les différents composants ;



garantir une permanence quasi absolue de certaines fonctions vitales

même en cas de défaillance des équipements qui les remplissent.

Ceci est obtenu en recherchant pour ces dispositifs une redondance

matérielle et fonctionnelle. C'est, par exemple, le cas pour les

protections de lignes 400 kV ;

garantir le bon déroulement des activités jugées à risque vis-à-vis de la

sûreté par leur mise sous assurance qualité. C’est tout l’objet des

projets socio-managériaux menés dans les années 1990 pour

améliorer les réglages, la maintenance et la conduite, suivis d’une

démarche globale à RTE dans le domaine de la qualité.

D’autre part, il s’agit de rendre le Système robuste face aux pertes de

certains ouvrages consécutives à des défaillances et/ou à des aléas jugés

probables et pris en compte dans le dimensionnement de l’exploitation

du Système.

C'est ainsi que la règle du "N-k", appliquée au niveau de la préparation de

l’exploitation, permet d’éviter que certains de ces défauts ou aléas ne

placent le Système dans une situation qui pourrait conduire à un incident

majeur.

La règle du "N-k" définit, vis-à-vis des événements du type perte

d’ouvrages, le niveau de risque maximal acceptable pour la sûreté du

Système et précise, pour un certain nombre d’entre eux, les conséquences

tolérées (cf. annexe A.1.4).

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©RTE 2004


Les

Les

lignes

lignes

de

de défense

défense

du

du

niveau

niveau :

Surveillance/Action

Surveillance/Action

Détecter

Détecter

et

et

corriger

corriger

les

les

écarts

écarts

Les

Les

lignes

lignes

de

de défense

défense

du

du

niveau

niveau :

Parades

Parades

ultimes

ultimes

Maîtriser les régimes incidentels

pour éviter la ruine du Système

Préparer la reconstitution du Système

après un incident de grande ampleur

46

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

Les dispositions prises concernent la robustesse des schémas

d’exploitation, la présence de groupes autres que ceux prévus pour

l’équilibre offre-demande, l’enclenchement des moyens de compensation

de la puissance réactive (condensateur ou réactance), la limitation de la

puissance fournie par les groupes, ...

2.4.2.2 La Surveillance/Action

Ce domaine regroupe l’ensemble des actions, automatiques (réglage primaire

de tension, par exemple) ou manuelles (comme les actions de

conduite des dispatchers), qui permettent de détecter les écarts sur

certaines grandeurs caractéristiques du bon fonctionnement du Système et

de déclencher le cas échéant les actions correctives appropriées visant à

assurer la protection des matériels et la sûreté du Système. L’objectif visé est

avant tout d’éviter la dégénérescence d’incidents et/ou de défaillances,

prises en compte dans le dimensionnement du Système, en incident de

grande ampleur.

2.4.2.3 Les Parades ultimes

Les actions relevant du niveau ultime sont celles qui visent d’une part à

maîtriser les régimes incidentels d'une certaine ampleur, caractérisés

par les phénomènes décrits au § 2.3, afin d’éviter un écroulement total du

réseau, d’autre part, à placer le Système dans une situation facilitant sa

reconstitution si cet événement se produit. Il s'agit d'actions de conduite

exceptionnelles (délestage, par exemple).

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©RTE 2004


Salle de commande de CNPE

Salle de commande EDF - Gaz de France

Distribution

Dispatching régional

Salle de commande de PCG/PEXI

Salle de commande d’un PHV

La plupart des actions de sauvegarde passent

par le relais des opérateurs de conduite

des réseaux de transport et de distribution

et des moyens de production.

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©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.3 ACTIONS DE SAUVEGARDE ET PLAN DE DÉFENSE

Les lignes de défense des domaines "surveillance/action" et "parades

ultimes" correspondent à des actions curatives dont la mise en œuvre est

dictée par l’urgence de la situation et le degré d’affaiblissement du

Système.

Ceci justifie le caractère radical des mesures prises, au prix parfois d’une

certaine dégradation de la qualité de fourniture pour un nombre limité de

clients. La philosophie adoptée, en particulier pour les situations extrêmes

où l’action tentée est souvent celle du dernier recours, repose sur le principe

qu’il est préférable de se séparer volontairement de certaines charges ou de

certaines zones particulièrement affaiblies pour sauver le reste, plutôt que

de tout perdre en laissant se dégrader le Système.

On peut regrouper ces actions curatives en deux niveaux agissant à des

échelles de temps différentes.

Un premier niveau regroupe les actions destinées à contenir les

phénomènes dont la dynamique est encore compatible avec une

intervention humaine (diagnostic, prise de décision et action sur le

Système). Ce sont les actions de sauvegarde ; elles relèvent des

domaines "surveillance/action" et "parades ultimes".

Elles regroupent les actions assurant l’équilibre offre-demande comme

la modification des programmes de groupes (passage rapide à la

puissance de consigne maximale, baisse rapide), le délestage rapide de

la clientèle, le télédélestage de secours, … et celles destinées à

maîtriser le plan de tension comme la surcharge réactive des groupes,

le blocage des régleurs en charge des transformateurs, …

Pour augmenter leur rapidité d’exécution, ces actions font l’objet d’ordres

prédéfinis qui peuvent être envoyés par l’intermédiaire d’un système de

transmission spécifique : le Système d’Alerte et de Sauvegarde (SAS), à la

disposition des opérateurs des dispatchings ; ces ordres peuvent être émis

globalement sur une zone ou vers un ensemble d’acteurs donnés.

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©RTE 2004


EDF - CNPE de Flamanville - Groupe turboalternateur de 1 300 MW

La réussite de l’îlotage automatique

des groupes thermiques nucléaires et à flamme

sur leurs auxiliaires conditionne la rapidité

de la reconstitution du réseau

et de la réalimentation de toute la clientèle.

50

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

Un deuxième niveau réunit les actions curatives destinées à contrer les

phénomènes dont la rapidité d’apparition et d’évolution exclut toute

possibilité d’intervention humaine. Seuls des dispositifs automatiques

peuvent alors assurer efficacement les actions curatives nécessaires.

C’est le plan de défense. Il constitue une véritable protection du Système

dans son ensemble destinée à agir avant les protections propres de ses

éléments les plus sensibles. Les actions menées relèvent toutes du

domaine "parades ultimes".

Le plan de défense comprend les actions suivantes :





la séparation automatique des régions ayant perdu le synchronisme,

le délestage automatique de consommation sur baisse de fréquence,

le blocage automatique des régleurs en charge des transformateurs

THT/HT (1) et HTB/HTA sur baisse de tension,

l’îlotage automatique des groupes thermiques nucléaires et à flamme

sur leurs auxiliaires.

Cet ensemble d’actions de sauvegarde et de plan de défense est complété

par le plan de reconstitution du réseau (cf. § 2.5), dont l’objectif est de

favoriser une reconstitution maîtrisée et rapide des zones hors tension.

(1) :

Par habitude, on utilise encore quelquefois, dans cette version du Mémento Sûreté, les

sigles HT et THT auxquels se substituent désormais respectivement HTB1 d’une part,

HTB2 et HTB3 d’autre part (cf. lexique page 266).

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©RTE 2004


Contre la cascade de surcharges

La Prévention/Préparation

• Disposer d’un plan de protection parfaitement coordonné

• Disposer de schémas d’exploitation robustes

• Définir des parades préventives ou curatives

La Surveillance/Action

• Surveiller les transits en N sur les liaisons fortement chargées

et l’absence de contraintes inadmissibles sur report de charge

en N-k

• Lever les surcharges d’ouvrages par manœuvre sur le réseau

ou par action sur les groupes de production

Les Parades ultimes

• Délester volontairement la clientèle

52

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.4 LA DÉFENSE EN PROFONDEUR

APPLIQUÉE AUX PHÉNOMÈNES REDOUTÉS

Pour chacun des phénomènes susceptibles de conduire à l’écroulement du

Système, les lignes de défense s’articulent comme suit.

2.4.4.1 Lignes de défense relatives aux surcharges en cascade

a) La prévention/préparation

En premier lieu, il est essentiel de disposer d’un plan de protection parfaitement

coordonné et suffisamment sélectif pour ne déclencher, lors d’un

court-circuit, que les ouvrages nécessaires à l’élimination du défaut.

Pour les lignes, le bon fonctionnement de la fonction réenclencheur est

particulièrement déterminant puisqu’il permet la remise en service

automatique des ouvrages après quelques secondes, lorsque les défauts

sont fugitifs.

Ensuite, il faut disposer, en temps réel, de schémas d’exploitation suffisamment

"robustes" pour éviter l’émergence du phénomène. Ceci est

obtenu en appliquant la règle du "N-k" aux différents stades de la préparation

de l’exploitation et de la conduite du Système, de manière à garantir que, pour

un certain nombre d’incidents dits "incidents probables de référence", le

niveau des conséquences reste en deçà d’un seuil prédéfini.

Les incidents probables de référence sont la perte d’une ligne simple, la

perte d’une ligne double, la perte d’un ou deux groupes de 1 300 MW et la

perte d’un tronçon de barres. Les dispositions prises concernent les

schémas d’exploitation et le plan de démarrage des groupes.

b) La surveillance/action

Il s’agit à ce stade de mener les actions de conduite appropriées permettant

de lever les surcharges d’ouvrages apparues avant arrivée à

échéance de leur temporisation de déclenchement, par manœuvre sur le

réseau ou par action sur les groupes de production (les protections de

surcharge génèrent une alarme qui est rapatriée vers les dispatchings).

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©RTE 2004


Contre l’écroulement de tension

La Prévention/Préparation

• Bien dimensionner les moyens de compensation

de la puissance réactive ;

• Disposer de sources de puissance réactive

répondant avec la performance attendue

et placées près des lieux de consommation ;

• Pouvoir mobiliser efficacement les réserves

de puissance réactive grâce à des dispositifs de réglage

fiables et opérationnels.

La Surveillance/Action

• Contrôler et maîtriser, en temps réel, le plan de tension grâce

aux actions automatiques (réglages primaire et secondaire)

et manuelles (réglage tertiaire).

Les Parades ultimes

• Alerte à la tension

• Démarrage des TAC

• Blocage des régleurs en charge

• Baisse de 5 % de la tension HTA

• Surcharges réactives des groupes

• Télédélestage de secours, voire mise hors service

des transformateurs ou autotransformateurs, …

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©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

c) Les parades ultimes

Lorsque les manœuvres de report s’avèrent insuffisantes pour juguler les

surcharges en cours, l’action ultime consiste à délester volontairement de

la clientèle ou de la production.

2.4.4.2 Lignes de défense relatives à l’écroulement de tension

a) La prévention/préparation

Il s’agit de :

1) bien dimensionner les moyens de compensation de l’énergie

réactive et les ouvrages du réseau, afin de disposer des réserves

nécessaires et suffisantes et de pouvoir les acheminer ;

2) disposer de sources de puissance réactive capables, en cas de

besoin, de fournir celle-ci avec le niveau de performance attendu. Les

dispositions prises concernent les plans de démarrage des groupes sous

l’angle de leur capacité de production réactive, l’enclenchement des

moyens de compensation du réseau (condensateurs et/ou réactances),

l’utilisation des compensateurs synchrones et autres dispositifs ;

3) pouvoir mobiliser de manière efficace les réserves de puissance

réactive ainsi constituées ; ce qui suppose de disposer de systèmes de

réglage de la tension (secondaire et tertiaire) fiables et opérationnels,

ainsi que de dispositifs de commande des moyens de compensation

performants.

b) La surveillance/action

Elle consiste essentiellement à surveiller et maîtriser le plan de tension

en régime normal.

Le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par une succession

de trois niveaux de commande ayant des constantes de temps

échelonnées et permettant de mobiliser les réserves réactives sur des

zones de plus en plus étendues :

55

©RTE 2004


EDF - Turbine à combustion de Gennevilliers

Les TAC, par leur possibilité de démarrage rapide,

permettent de disposer rapidement

d’un apport en puissance réactive.

56

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur




le réglage primaire, qui mobilise la réserve réactive des groupes les

plus proches de la perturbation, sous l’action de leur régulateur

primaire de tension à partir des variations de tension observées au

stator, de façon à maintenir cette tension égale à la valeur de consigne

affichée ;

le réglage secondaire de tension (RST), qui mobilise les réserves réactives

de l’ensemble des groupes et des condensateurs par zones

électriquement homogènes du point de vue du comportement en

tension. Ces zones sont appelées "zones du réglage secondaire de

tension". Le RST vise à maintenir constante la tension en un point central

représentatif de la tension de la zone dit "point pilote" ;

le réglage tertiaire de tension, qui est manuel. Il s’agit de l’ensemble des

actions commandées par les opérateurs des dispatchings pour

coordonner le plan de tension entre les différentes zones de réglage

secondaire.

Ces commandes concernent les modifications de la tension de consigne

des points pilotes, les ordres d'enclenchement ou de déclenchement de

moyens de compensation. Il peut aussi s’agir de démarrages de groupes

ou de modifications de la topologie du réseau.

c) Les parades ultimes

Elles visent à maîtriser l’évolution du plan de tension en régime incidentel

lorsque le phénomène d’écroulement de tension s’amorce, en agissant sur

les charges par :

- le blocage des régleurs en charge des transformateurs THT/HT et

HTB/HTA dès que la tension atteint une valeur critique en certains

points du réseau (l’évolution de la chute de tension peut être rapide :

de l’ordre de 10 à 20 kV/mn) ;

- la baisse de 5 % du niveau de tension HTA.

Ces actions sont relayées, le cas échéant, par des interventions "énergiques",

commandées par les opérateurs des dispatchings, sur les moyens

de production ou la consommation :

- utilisation des surcharges réactives sur les groupes,

- démarrage de moyens rapides de production, tels les TAC,

- et, en dernier recours, activation du télédélestage de secours voire

mise hors service des transformateurs THT/HT ou des autotransformateurs

400/225 kV.

57

©RTE 2004


Contre l’écroulement de fréquence

La Prévention/Préparation

• Disposer d’une prévision de consommation précise et fiable

• Disposer d’un plan de production capable de couvrir la prévision

de consommation et les échanges avec une marge suffisante

• Disposer des réserves de puissance nécessaires

et pouvoir les mobiliser de manière efficace

La Surveillance/Action

• S’assurer de la disponibilité effective en temps réel

des réserves de puissance constituées

• Contrôler la fréquence en régime normal

grâce aux actions automatiques (réglages primaire et secondaire

fréquence/puissance) et manuelles (réglage tertiaire)

Les Parades ultimes

• Passage à P max des groupes en service

• Délestage rapide de clientèle

• Télédélestage de secours

• Délestage fréquencemétrique (système automatique)

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©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.4.3 Lignes de défense relatives à l’écroulement de fréquence

a) La prévention/préparation

Les actions engagées à ce niveau visent à mettre à disposition des

dispatchings les moyens de maîtriser l’équilibre offre/demande ; il s’agit :




de disposer d’une prévision de consommation(niveau de consommation

à la pointe, forme de courbe de charge, ...) et d’une prévision

d’échanges transfrontaliers ;

de disposer d’un plan global de production capable de couvrir la

prévision de consommation et les échanges, avec une marge

suffisante pour faire face aux différents aléas qui peuvent affecter

l’équilibre offre/demande : perte de groupes de production, écart

entre prévision de consommation et réalisation, ...

Ceci est obtenu en constituant des réserves de puissance

mobilisables soit par le biais d’automatismes (réserves primaire et

secondaire) soit par l’action des opérateurs (réserve tertiaire) (cf.

annexe A.1.2) ;

de pouvoir mobiliser dans les différents délais requis ces réserves de

puissance.

b) La surveillance/action

Il faut vérifier régulièrement en temps réel la disponibilité effective des réserves

de puissance constituées. Les actions engagées visent à maintenir la

fréquence en régime normal, par mobilisations successives des différentes

réserves selon des constantes de temps échelonnées (cf. annexe A.1.2).

Chaque niveau de réserve permet de reconstituer les réserves du niveau

précédent.

Ces trois niveaux de réserve sont gérés et reconstitués par les réglages

automatiques primaire et secondaire fréquence/puissance et le réglage

tertiaire placé sous le contrôle des dispatchers.


Le réglage primaire a pour objectif d’assurer le rétablissement rapide

(quelques secondes) de l’équilibre offre/demande. C'est un réglage

local, assuré par le régulateur de vitesse de chaque groupe asservi,

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©RTE 2004


EDF - CNPE de Saint-Alban

Vis-à-vis de l’écroulement de fréquence,

la performance des groupes est déterminante :

participation au réglage primaire de fréquence

et au réglage secondaire fréquence/puissance,

capacité de passage à P max , …

60

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur



qui agit directement sur les organes d’admission du fluide moteur à la

turbine. En fin d’action, la nouvelle situation d’équilibre se traduit par

un écart de fréquence et des échanges aux frontières différents de leur

valeur programmée.

Le réglage secondaire a pour but de ramener la fréquence à la fréquence

de référence (50 Hz en général, 49.99 ou 50.01 Hz en cas de

"rattrapage horaire") et les échanges transfrontaliers à leurs valeurs

programmées. Cet objectif est atteint en modifiant la puissance de

consigne des groupes asservis au réglage secondaire fréquence/puissance

à l’aide d’un signal calculé de manière centralisée au

dispatching national.

Le réglage tertiaire consiste à recaler, par activation d’offres d’ajustement

(cf. annexe A.1.5.2), les programmes de production sur certains

groupes afin de reconstituer la réserve secondaire, voire une partie de la

réserve primaire lorsque celle-ci est entamée, pour se prémunir d’un

nouvel aléa. Les actions correspondantes sont totalement sous le contrôle

des opérateurs de conduite des dispatchings.

c) Les parades ultimes

Dans les situations où les actions normales de conduite ne permettent

plus de maîtriser la fréquence, des actions exceptionnelles de conduite

sont engagées :

● sur la production : passage à Pmax,


sur les charges : délestage rapide de clientèle, télédélestage de secours.

Si les lignes de défense précédentes sont contournées lors d’un aléa dépassant

la réserve primaire disponible sur le réseau interconnecté ou

éventuellement sur les sous-réseaux qui peuvent se constituer en cas d’un

incident important, la dernière ligne de défense est constituée par le

délestage fréquencemétrique. Il s’agit d’un délestage opéré automatiquement

, sur un critère de seuil de fréquence, et sélectivement sur les départs

distribution HTA des postes sources et sur les installations non

prioritaires des clients raccordés au RPT.

Les seuils de délestage sont fixés comme suit : 49 Hz, 48.5 Hz, 48 Hz et

47.5 Hz. À chaque seuil est associé un échelon de délestage. Pour

la distribution, le volume de chaque échelon doit correspondre à 20 %

de la consommation totale.

61

©RTE 2004


Contre la rupture de synchronisme

La Prévention/Préparation

• Disposer, sur les groupes, de systèmes de régulation de tension

et de vitesse opérationnels et correctement réglés

• Disposer d’un plan de protection suffisamment performant

• Éviter les topologies de réseau propices au développement

du phénomène

La Surveillance/Action

• Contrôler l’accélération des groupes par l’action automatique

des régulateurs de vitesse et des accéléromètres à seuil

Les Parades ultimes

• Décomposer tout ou partie du réseau de manière automatique

62

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

2.4.4.4 Lignes de défense relatives à la rupture de synchronisme

a) La prévention/préparation

Il s’agit de disposer de marges de stabilité suffisantes, ce qui implique :




de disposer de systèmes de régulation de tension et de vitesse

opérationnels et correctement réglés, capables de maintenir la stabilité

des groupes lors des sollicitations ;

de disposer d'un plan de protection du réseau suffisamment performant

pour ne pas solliciter, par des éliminations trop tardives de

courts-circuits, les dispositifs de régulation de tension et de vitesse

des groupes au dede leurs possibilités. Vis-à-vis des groupes

thermiques classiques et nucléaires, le niveau de performance

attendu de ce plan de protection doit garantir le maintien de la stabilité

quel que soit le type de défaut : défaut monophasé ou triphasé, avec ou

sans réenclenchement, sur une ligne ou un jeu de barres ;

d’exploiter le système électrique de manière à ne jamais se trouver,

naturellement ou suite à des manœuvres ou déclenchements, dans une

topologie propice au développement du phénomène : cas des antennes

longues, par exemple. Ceci est assuré par l’application de la règle du "N-k"

au niveau de la préparation de l'exploitation et de la conduite du Système.

Dans le domaine de la stabilité, cette règle consiste à s’assurer que le

Système reste stable sur perte d’ouvrage liée à un défaut correctement

éliminé par le système de protection. Les dispositions prises concernent

la robustesse des schémas d'exploitation, des limitations sur la puissance

active fournie par les groupes, ou un niveau minimal de fourniture de

puissance réactive et de tension à respecter.

b) La surveillance/action

Les actions correctives engagées visent essentiellement à contrer

l’accélération des groupes lors de l’apparition d’un court-circuit, en

annulant le couple moteur appliqué au rotor ; ce qui est assuré par le

régulateur de vitesse qui commande, lors de perturbations importantes, la

fermeture rapide des organes d’admission de la turbine, ainsi que par le

fonctionnement de l’accéléromètre à seuil (groupes thermiques).

63

©RTE 2004


DÉCOUPAGE DECOUPAGE 2ème 2e BATTEMENT

DÉCOUPAGE DECOUPAGE 3ème 3e BATTEMENT

DÉCOUPAGE DECOUPAGE 4ème 4e BATTEMENT

Carte des zones DRS en 2004

Débouclage sur Rupture de Synchronisme (DRS)

64

©RTE 2004


2

2.4

La sûreté du Système : les bases

La défense en profondeur

c) Les parades ultimes

Lorsque le synchronisme entre les groupes de production est perdu, le

principe de défense consiste à découper tout ou partie du réseau de

manière automatique, de façon à séparer rapidement du réseau général

restant sain, la région ou le groupe de régions électriques siège d’une

rupture de synchronisme.

Ceci est réalisé sur la base d'équipements locaux dénommés protections de

Débouclage en cas de Rupture de Synchronisme (DRS), qui détectent les

battements et les creux de tension caractéristiques du phénomène.

Ces dispositifs sont installés selon le plan DRS, qui est régulièrement mis à

jour, sur un certain nombre de lignes 400 et 225 kV assurant un lien

électrique entre les différentes zones dont les groupes ont de fortes

chances d’avoir un comportement dynamique homogène en cas de perte

de synchronisme.

Comme l’action de découpage automatique conduit en général à rompre

localement l’équilibre entre production et consommation, des actions

automatiques par les relais de délestage fréquencemétrique de la charge

peuvent être nécessaires pour rétablir l’équilibre dans les zones déficitaires.

Après découpage, si sur une zone donnée le retour à un régime stable ne

peut être obtenu, les groupes thermiques s’îlotent automatiquement

sur leurs auxiliaires de façon à être en mesure de procéder à la reprise de

service plus rapidement.

Le principe de base est, d'une part, de ne pas les découpler trop tôt pour

laisser le temps au Système de se stabiliser par l’action des régulations,

d'autre part, de ne pas les découpler trop tard afin de ne pas solliciter les

ouvrages au-dede leurs limites de dimensionnement ; ceci suppose

une parfaite coordination des dispositifs de protection côté groupes et

côté réseau.

65

©RTE 2004


66

©RTE 2004

Lors des incidents de grande ampleur,

des durées de coupure importantes

peuvent être observées.


2

2.5

La sûreté du Système : les bases

La reconstitution du réseau

2.5.1 ENJEUX POUR LE SYSTÈME ET LES UTILISATEURS DU RÉSEAU

Une conjonction exceptionnelle d’événements défavorables peut conduire,

malgré la mise en œuvre par RTE de tous les moyens d’actions à sa disposition,

y compris les actions de sauvegarde et de défense, à un effondrement

total du réseau d’une région, de l’ensemble du pays voire au-delà.

RTE doit alors rétablir un fonctionnement normal du Système (action de

"reconstitution du réseau") avec les objectifs d’agir :



au plus vite, de façon à limiter le plus possible dans le temps l’impact du

black out sur la vie sociale et économique du pays,

mais aussi de façon maîtrisée, dans le respect de la sécurité des

personnes et des biens et en évitant en particulier tout nouvel

écroulement du réseau, particulièrement fragile durant la phase de

reconstitution. Un second effondrement, comme l’a connu la France

le 19 décembre 1978, peut conduire en effet à la mise hors tension de

zones non atteintes par le premier incident et allonger sensiblement

le délai de réalimentation de la consommation coupée.

Le parc de production français est caractérisé par le poids prépondérant de

la production nucléaire, avec ses contraintes et performances propres ;

cette caractéristique a les conséquences suivantes :




la stratégie de RTE pour reconstituer tout ou partie du réseau après un

incident généralisé, en l’absence de tout secours possible à partir

d’un réseau puissant (France ou étranger) resté sous tension, repose

essentiellement sur les groupes nucléaires îlotés ;

la disponibilité à terme des groupes thermiques déclenchés (en particulier

nucléaires), indispensable à la réalimentation totale des consommateurs,

dépend de la rapidité de réalimentation de leurs auxiliaires de

marche ;

des contraintes éventuelles peuvent nécessiter un renvoi de tension

rapide vers les auxiliaires des tranches nucléaires qui en feraient la

demande.

Les actions à mener lors d’un incident généralisé sont :




la préparation du réseau et le diagnostic de la situation,

la reconstitution du réseau à partir d’ossatures régionales,

si nécessaire, le renvoi de tension vers les tranches nucléaires.

67

©RTE 2004


Lors d’un manque de tension généralisé,

un diagnostic précis de la situation

est indispensable avant d’engager

la reconstitution du réseau.

RTE - Dispatching régional de Système Élecrique Nord-Est (SENE)

68

©RTE 2004


2

2.5

La sûreté du Système : les bases

La reconstitution du réseau

2.5.2 PRÉPARATION DU RÉSEAU ET DIAGNOSTIC

Dès l’apparition du manque de tension, le réseau doit être préparé pour

que les actions nécessaires puissent être effectuées dans de bonnes conditions.

Il s’agit en particulier :

● d’éviter les problèmes de surtension lors de la remise sous tension

ultérieure de portions de réseaux, en veillant à ne pas laisser d’un seul

tenant de grandes files de lignes ou de câbles ;


de préparer une reprise maîtrisée de la charge par la création de

poches de consommation calculées de façon à être compatibles avec

les possibilités de reprise de charge sur un seul groupe de production

(environ 50 MW pour un groupe de 900 MW).

À cette fin, lors de la disparition de la tension un découpage automatique

du réseau est assuré par des automates spécifiques, dits "automates à

manque de tension" (AMU) ; il est complété si nécessaire par des actions

des opérateurs. L’ensemble des dispositions relatives à la localisation

des automates et au découpage en poches de consommation de l’ordre

de 50 MW est appelé "plan AMU".

Lors d’un manque de tension généralisé, le dispatching national réalise,

en liaison étroite avec les dispatchings régionaux, un diagnostic aussi

précis que possible de la situation (zones hors tension, zones encore

"saines" sur les plans fréquence et tension, groupes îlotés, besoin

éventuel de renvoi de tension vers des tranches nucléaires). Sur cette

base, il définit la stratégie générale de la reprise de service : reprise à

partir du réseau français resté sain ou/et reprise à partir des réseaux

étrangers, ou mise en œuvre de la reconstitution par ossatures

régionales.

La pertinence et la rapidité du diagnostic (et, par incidence, de la reprise

de service) reposent fortement sur les téléinformations remontées du

terrain (postes transport et installations des utilisateurs du réseau) par le

système de téléconduite, dont la fiabilité est alors essentielle.

69

©RTE 2004


70

©RTE 2004

Carte des ossatures régionales


2

2.5

La sûreté du Système : les bases

La reconstitution du réseau

Les unités régionales de l’exploitation du Système ont la responsabilité

du maintien opérationnel du plan AMU (adaptation du découpage aux

évolutions structurelles du réseau, compatibilité avec les scénarios de

renvoi de tension, vérification du bon positionnement des automates).

2.5.3 RECONSTITUTION DU RÉSEAU PAR OSSATURES RÉGIONALES

L’objectif de la reconstitution du réseau est de réalimenter dans les

meilleurs délais possibles les clients prioritaires, puis progressivement

la totalité de la clientèle, en assurant l’alimentation des sources

électriques des moyens de production qui ont déclenché en vue de leur

participation au plus tôt à la reconstitution du réseau.

Si un réseau suffisamment puissant est disponible, la reprise de service

est engagée à partir de celui-ci. Sinon, ou en complément (si cela permet

d’accélérer le reprise de service dans les zones éloignées dudit réseau

puissant), RTE entreprend la reconstitution du réseau par ossatures

régionales.

Le principe repose sur la constitution, effectuée de manière indépendante

et simultanée dans chacune des sept régions, de structures 400 kV

prédéterminées appelées ossatures régionales. Ces structures sont

conçues de façon à relier, à l'échelle de chaque plaque régionale, les

unités nucléaires et quelques grands sites de production hydrauliques

aux postes d’alimentation des zones de consommation importantes.

Sous le pilotage du dispatching régional, chaque structure régionale est

remise sous tension pas à pas au moyen des groupes nucléaires qui se

sont îlotés et en reprenant, si nécessaire, des "poches de consommation"

préétablies. La taille de ces poches doit être suffisante pour assurer la

maîtrise de la tension tant en régime permanent qu’en régime

transitoire, tout en restant compatible avec la capacité de reprise de

charge des groupes connectés à l’ossature.

71

©RTE 2004


EDF - Centrale hydroélectrique de Montézic

Grâce à leur aptitude au renvoi à tension progressive,

les groupes hydrauliques peuvent être utilisés

comme groupes sources

pour la remise sous tension des ossatures

ou les scénarios de renvoi de tension.

72

©RTE 2004


2

2.5

La sûreté du Système : les bases

La reconstitution du réseau

Ces structures régionales ainsi constituées, après reprise partielle éventuelle

de charge (réalimentation rapide des clients prioritaires notamment),

sont alors couplées entre elles ou/et avec les réseaux étrangers à l’initiative

du dispatching national. Ensuite, la reprise de la consommation est

poursuivie en fonction de la disponibilité offerte par les groupes recouplés

et, le cas échéant, d’importations mises en place avec les GRT étrangers.

La faisabilité des ossatures est étroitement liée au taux de réussite

des îlotages des groupes thermiques.

2.5.4 SCÉNARIOS DE RENVOI DE TENSION

Les groupes nucléaires sont soumis à des règles précises relatives à

l’alimentation électrique de leurs auxiliaires. Ces règles exigent une réalimentation

rapide d’a minima une des deux sources externes d’alimentation

des auxiliaires d’une tranche déclenchée en cas d’indisponibilité d’au moins

une de ses sources internes.

En situation d’incident généralisé, RTE est donc susceptible de mettre des

éléments du RPT à disposition pour permettre à des tranches nucléaires qui

le solliciteraient, de recevoir la tension soit à partir d’un réseau "fort" en

France ou depuis l’étranger soit, si ce n’est pas possible, de la part d’un autre

groupe.

L’ensemble "groupe source - éléments du RPT - groupe cible" constitue

une file de renvoi de tension ; l’ensemble des opérations de mise en

œuvre d’une file est appelé "scénario de renvoi de tension". Pour chaque

site, il existe plusieurs scénarios.

Un groupe nucléaire demandant la mise en œuvre d’un renvoi de tension

transmet une téléinformation spécifique au dispatching régional. RTE

choisit le scénario le mieux adapté et le plus rapide de mise en œuvre. Le

groupe source de la file est alors sollicité selon les instructions de RTE

pour la remise sous tension de la file de renvoi puis la reprise des

auxiliaires du groupe demandeur.

73

©RTE 2004


EDF - CNPE de Civaux

L’aptitude à la réussite et à la tenue

de l’îlotage des tranches thermiques

est vérifiée régulièrement par leurs exploitants.

74

©RTE 2004


2

2.5

La sûreté du Système : les bases

La reconstitution du réseau

2.5.5 MISE EN PLACE ET MAINTIEN EN CONDITIONS OPÉRATIONNELLES

DU PLAN DE RECONSTITUTION DU RÉSEAU

La reconstitution du réseau repose sur une succession d’opérations complexes

et délicates qu'il convient d’avoir étudiées et préparées.


Les différentes actions à mener en pareille circonstance, avec leur enchaînement,

sont décrites dans un "plan de reconstitution du réseau" qui

fixe la stratégie à suivre, les dispositions à mettre en œuvre, les matériels à

installer ou configurer, les performances attendues de ceux-ci et les

responsabilités respectives des différents intervenants.

Ce plan est complété par tous les acteurs concernés (RTE et utilisateurs

raccordés au RPT) par la rédaction de consignes opératoires et la mise en

place des actions de formation correspondantes.

Le Plan de Reconstitution du Réseau précise les principales étapes à

mettre en œuvre pour la reconstitution du réseau.





Les exploitants du Système s’assurent en permanence, en relation avec

les autres acteurs, du caractère opérationnel du plan de reconstitution

du réseau : suivi des performances des équipements qui y

participent, mise à jour régulière des consignes, …

Les scénarios de renvoi de tension sont étudiés, simulés et validés

par des essais avant d’être déclarés opérationnels. Leur disponibilité

est vérifiée régulièrement en exploitation.

L’aptitude à la réussite et à la tenue de l’îlotage des groupes thermiques

est vérifiée régulièrement par les producteurs.

RTE organise périodiquement des enquêtes auprès des distributeurs et

des consommateurs pour s’assurer du caractère opérationnel du plan de

délestage.

75

©RTE 2004


L’enjeu de la sûreté du Système :

éviter l’incident généralisé

PSA - Usine de Poissy

Un incident généralisé conduirait à des répercussions

importantes sur la production industrielle fortement

dépendante du maintien de l’alimentation électrique.

76

©RTE 2004


2

Résumé

La sûreté du système : les bases

RÉSUMÉ SUR LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

Garantir la sûreté de fonctionnement du système électrique, c'est :




assurer le fonctionnement normal du Système,

limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents,

limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent.

La sûreté du Système repose sur la notion de défense en profondeur

assurée par la mise en œuvre de dispositions de natures diverses : les

lignes de défense qui relèvent des domaines technique, humain ou de

l'organisation.

Ces mesures prises en termes de Prévention/Préparation, Surveillance/Action,

Parades ultimes visent à éviter ou à maîtriser les quatre

grands phénomènes de dégradation de la sûreté que sont :





les surcharges en cascade,

l'écroulement de tension,

l'écroulement de fréquence,

la rupture de synchronisme.

Tout affaiblissement d'une ligne de défense réduit la sûreté du

Système.

77

©RTE 2004


RTE - Poste 225 kV

Comme dans tout système,

les performances unitaires des composants

influent sur celles de l’ensemble.

78

©RTE 2004


3

Les dispositions prises

dans le le domaine matériel

pour garantir la la sûreté

du Système

3.1 Les critères de structuration du système électrique

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

3.2.1 Les ouvrages de production

3.2.2 Les ouvrages de transport : les postes

3.3 Les protections et les automates d’exploitation

3.4 Les réglages automatiques de la fréquence

et de la tension

3.5 Le système de téléconduite

79

©RTE 2004


La complexité du Système, très maillé,

impose une priorité :

laduction des modes communs.

RTE - Poste 225 kV sous enveloppe métallique (PSEM)

Les postes constituent un risque

de mode commun fort pour la sûreté.

Des dispositions constructives et d’exploitation

sont prises pour limiter ce risque.

80

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.1 Les critères de structuration

du système électrique

Très en amont, la recherche d'équilibres production-consommation dans

des zones électriquement homogènes est un élément fondamental pour

préserver l'intégrité du réseau en cas de grandes perturbations.

La séparation des fonctions d'interconnexion et de répartition simplifie

l’observabilité et le contrôle des interactions entre niveaux de tension

pour les opérateurs de conduite et facilite les stratégies de résolution des

incidents.

Le maillage du réseau d'interconnexion (français et européen) est un

élément favorable pour améliorer la sûreté de fonctionnement vis-à-vis

des aléas courants sur les ouvrages de transport ou sur la production. Le

contrôle de ce système et en particulier la prévention des grands

incidents suppose des échanges de données et une concertation

approfondie entre dispatchings des réseaux interconnectés.

Au niveau des composants, outre laduction du taux de défaillance

unitaire, laduction des modes communs doit constituer une priorité.

Les postes demandent, de ce point de vue, une attention particulière

puisqu'ils constituent un point de convergence pour les lignes dont il faut

éviter la mise hors tension simultanée. Des dispositions constructives sont

prises -comme, par exemple, l'augmentation du nombre de jeux de barres

et de sommets- pour réduire l'impact des défauts en exploitation.

Par ailleurs, des règles simples en matière d’exploitation -comme le

quinconçage des arrivées de lignes- permettent d’éviter que des

ouvrages allant dans la même direction soient raccordés sur un même

sommet électrique et risquent d’être mis hors tension simultanément.

L'action sur les lignes de transport elles-mêmes est plus délicate ; la

sûreté demande d'éviter les structures trop complexes ("piquages" en ligne,

par exemple), mais les contraintes d'encombrement et d'environnement

peuvent jouer en sens inverse et conduire, par exemple, à

construire des lignes multiples sur supports communs.

81

©RTE 2004


L’obstruction des prises d’eau

des centrales nucléaires et thermiques classiques

constitue un mode commun

vis-à-vis de la perte de plusieurs groupes.

EDF - CNPE de Gravelines

Des dispositions spécifiques ont été prises

à Gravelines pour éviter que le bouchage

des prises d’eau par les groseilles de mer

n’entraîne la perte du site.

82

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.1 Les critères de structuration

du système électrique

Les sites de production représentent aussi un enjeu important.

L'augmentation de la taille des groupes et des sites, résultat d’une

recherche d’optimum technico-économique, nécessite de prendre en

compte un impact plus grand en cas d’aléa. L'adoption de bons schémas

électriques pour le raccordement des centrales au réseau et

l'alimentation de leurs auxiliaires est un élément important pour la

sûreté du Système. Cependant, les modes communs ne sont pas tous

contrôlables par la seule action sur les structures électriques

(température des sources froides, groseilles de mer, algues, contraintes

d'environnement).

Enfin, les méthodes de développement du réseau sont déterminantes en

matière de sûreté puisqu'elles orientent les décisions d'investissement.

83

©RTE 2004


EDF - Intervention au CPT du Havre

Connaître et garantir les performances

des composants dont ils ont la charge :

un enjeu pour chacun des métiers concourant

à la sûreté du système électrique.

84

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

Comme dans tout système, les performances unitaires des composants

influent sur celles de l'ensemble.

Cependant, la notion de performance propre à chaque composant doit

être maniée avec prudence, car l'accroissement de la sûreté de chacun

des composants (centrales, lignes, postes) n'entraîne pas forcément un

accroissement de la sûreté de fonctionnement de l'ensemble. Tout

dépend de l'usage que l'on fait du progrès (une voiture qui a de meilleurs

freins n'accroît pas la sécurité de la conduite si l'on s'en sert pour rouler

plus vite). C'est le problème de la conduite aux limites.

La définition des performances d'un composant doit se faire en tenant

compte de ses interactions avec le reste du Système et des conditions

d'exploitation actuelles, mais aussi des conditions d'exploitation à long

terme pour que le composant réponde aux besoins tout au long de sa

durée de vie.

3.2.1 LES OUVRAGES DE PRODUCTION

Une bonne insertion des groupes de production dans le système électrique

est essentielle. Elle doit permettre de tirer du moyen de production les

meilleures performances et assurer la sûreté du Système.

Les principales performances ont été déterminées à partir d'un catalogue

de situations dites "de référence" qui permettent de décrire les différents

modes de fonctionnement attendus du groupe raccordé au Système. Ces

situations sont au nombre d’une centaine.

85

©RTE 2004


EDF - Station de transfert d’énergie par pompage (STEP)

de Grand-Maison

Les centrales hydrauliques sont essentielles

à la sûreté du système électrique

de par leurs performances spécifiques :

• rapidité de couplage,

• capacité à monter rapidement en charge

et à s’arrêter.

86

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

Les principales performances spécifiées vis-à-vis du système électrique

peuvent être analysées suivant deux axes :

3.2.1.1 Le comportement des moyens de production

en régime normal

Il est caractérisé par trois domaines :

● le dimensionnement général de l’installation

Les caractéristiques concernées sont :

- sa puissance unitaire,

- ses domaines de fonctionnement en fréquence et en tension,

- son apport maximal de puissance de court-circuit,

- ses capacités de surcharge temporaire en actif et en réactif,

- ses possibilités au minimum technique.

● l'adaptation de la production à la consommation en actif

Les caractéristiques visées sont celles qui ont une incidence sur la capacité

du Système à faire face à un déséquilibre transitoire ou prolongé

entre la production programmée et la demande.

Les performances que l'on cherche à déterminer sont celles relatives :

- aux réglages primaire et secondaire fréquence-puissance (volume de

réserve, gradient, disponibilité) ;

- à la capacité de modulation des groupes, c'est-à-dire leur aptitude à

effectuer des variations de la puissance active programmées qui sont

nécessaires pour suivre les variations journalières de la courbe de

charge nationale ou des échanges avec l’étranger. Les principales

performances concernées par ce dernier point sont : le minimum

technique auquel la tranche peut fonctionner, la vitesse de variation de

puissance possible, l'amplitude de la variation, le nombre de variations

et la durée des paliers de puissance entre deux variations ;

- au comportement des tranches vis-à-vis des gradients de variation de

charge (aptitude à la baisse d’urgence, au passage à Pmax, ...).

87

©RTE 2004


La performance des moyens de production

est définie suivant deux axes :

En régime

normal

En régime

exceptionnel

• Dimensionnement

général de l’installation

• Tenue des groupes

en présence de perturbations

• Adaptation de la production

à la consommation en actif

• Adaptation de la production

à la consommation en réactif

• Stabilité des groupes face

aux aléas de faible amplitude

• Aptitude à l’îlotage

• Fonctionnement

en réseau séparé

• Comportement lors

d’une reconstitution de réseau

88

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport


l'adaptation de la production à la consommation en réactif

Les groupes de production jouent un rôle fondamental dans le réglage et

la tenue de la tension du système électrique ; ils constituent des points à

tension tenue autour desquels s'articule le plan de tension en fonction

des transits de puissances active et surtout réactive sur le réseau.

Ces transits résultent des charges appelées, du plan de production, des

échanges avec l’étranger, de la topologie du réseau et des moyens de

compensation en service.

Pour assurer ce rôle, les groupes doivent disposer de performances

suffisantes en termes de :

- capacité de fourniture ou d'absorption de puissance réactive. Celle-ci

est caractérisée par la puissance réactive que le groupe peut absorber

ou livrer au réseau, en fonction de la tension HTB ;

- possibilité d'excursion de la tension à leurs bornes.

3.2.1.2 Le comportement des moyens de production

en situation perturbée

Il est caractérisé par les quatre points suivants :


la tenue des groupes en présence de perturbations

La tenue des groupes en présence de perturbations conditionne la sûreté

du Système. En cas de perturbations modérées, le maintien des groupes

sur le réseau permet d'éviter la dégénérescence en incident. En cas de

perturbations plus importantes, telles que l'écroulement de tension ou la

rupture de synchronisme, un comportement satisfaisant des groupes

limite l'étendue et la profondeur de l'incident. À ce titre, il est indispensable

de garantir une parfaite cohérence entre le fonctionnement des

groupes et leurs systèmes de protection associés et le plan de défense.

La philosophie générale est de maintenir les groupes couplés au réseau

le plus longtemps possible :

- en mettant en œuvre des dispositifs permettant de limiter l’excursion

des grandeurs physiques dans un domaine compatible avec le

dimensionnement des matériels,

89

©RTE 2004


Le comportement des régulateurs de vitesse

et de tension s’avère toujours déterminant

lors de grands incidents.

EDF - CNPE de Flamanville - Turbo-alternateur 1 300 MW

Leur bon réglage est un paramètre

important pour la sûreté du Système.

90

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

- le temps de permettre de résorber la perturbation sous l’action des

systèmes de protection du réseau,

- sans toutefois compromettre le repli de l’installation dans un état permettant

une reprise de service rapide, ce repli étant commandé par

les dispositifs de protection de la centrale, alternateur compris.

Le comportement des dispositifs de limitation des régulateurs de vitesse

et de tension est ici déterminant.


l’aptitude à l'îlotage

L’îlotage peut survenir suite à une perturbation localisée sur la liaison

d'évacuation ou suite à un incident sévère sur le Système.

Dans le premier cas, un seul groupe est concerné et les conséquences

d'un succès ou d'un échec ne sont qu'économiques, la production

perdue devant être compensée par celle d'un groupe dont le coût

d'exploitation est souvent plus élevé.

En revanche, dans le second cas, l'ensemble des groupes d'une région

peut être concerné. Le succès de l'îlotage et la tenue des groupes en

îlotage conditionnent alors la rapidité de la reconstitution du Système. La

capacité d'îlotage est donc bien un besoin du Système.


le fonctionnement en réseau séparé

Le bon fonctionnement des groupes en réseau séparé est également un

facteur important pour la sûreté du Système. Un bon fonctionnement

dans ce domaine, intervenant par exemple suite à des pertes de lignes en

cascade, est absolument nécessaire pour éviter l'effondrement général

du réseau.


le comportement lors d'une reconstitution de réseau

Consécutivement à un incident de grande ampleur, une, voire plusieurs

régions peuvent se retrouver totalement hors tension.

La capacité des tranches à pouvoir enchaîner rapidement les actions nécessaires

à la reconstitution conditionne la rapidité avec laquelle la clientèle

sera réalimentée.

91

©RTE 2004


L’enveloppe des performances

est décrite par le diagramme

de fonctionnement de l’alternateur.

2

1

3

4

Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques :

1

2

3

4

limite liée à l’échauffement des zones d’extrémité du stator

(combinaison des flux stator et rotor),

limite d’intensité stator

(problème d’échauffement des circuits statoriques),

limite de courant rotor (problème d’échauffement des circuits

magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

limite de l’induction dans l’entrefer (échauffement des tôles du

circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

À chaque valeur de la tension stator correspond un diagramme différent.

92

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

L’enveloppe des performances est décrite par le diagramme de fonctionnement

de l’alternateur. Celui-ci précise l'évolution des grandeurs

puissance active et puissance réactive aux bornes de l'alternateur et pour

lesquelles il doit rester raccordé au réseau.

Le diagramme de fonctionnement de l'alternateur tient compte des situations

suivantes de fonctionnement du réseau :

- la situation normale,

- les transitoires de passage en réseau séparé et d'îlotage,

- les situations d'écroulement de tension,

- les situations de reconstitution.

La garantie des performances attendues des groupes de production visà-vis

de la sûreté du Système est assurée par la qualité des processus

sensibles relatifs :

- au réglage des paramètres importants pour la sûreté concernant les

fonctions de régulation turbine et alternateur ainsi que la

protection des alternateurs,

- à la maîtrise du RST,

- à la maîtrise des fonctions de sauvegarde.

3.2.1.2 Contrôle des performances

Malgré cette garantie, le retour d'expérience sur les incidents grands et

petits met souvent en évidence des écarts par rapport à ce qui est spécifié

et attendu de la part des moyens de production et de délestage vus des

gestionnaires de réseaux de transport. Le contrôle des performances est

indispensable pour maintenir le niveau de sûreté, en identifiant et

traitant les problèmes bien avant l'occurrence de tels incidents.

Les installations de production, vu leur rôle, constituent la première

priorité pour un tel contrôle.

93

©RTE 2004


RTE - Poste 400 kV

Les défaillances au niveau des postes

peuvent occasionner la perte

de plusieurs ouvrages de production et de transport

et conduire à des incidents hors dimensionnement.

94

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

3.2.2 LES OUVRAGES DE TRANSPORT : LES POSTES

3.2.2.1 Généralités

Les postes HTB sont les carrefours du réseau, les nœuds où les lignes

s'interconnectent. Ils assurent les principales fonctions suivantes :

- raccordement des centrales au réseau,

- interconnexion avec les pays voisins,

- répartition de l'énergie sur le territoire en 400 kV,

- transformation du niveau de tension de l'énergie,

- protection du réseau, afin d'éviter de dégrader les matériels en cas de

défaut électrique.

Les défaillances au niveau des postes sont particulièrement graves

sur le plan de la sûreté, car elles peuvent occasionner la perte de

plusieurs ouvrages de production et de transport et conduire à des

incidents hors dimensionnement.

Ce risque fort de mode commun doit être pris en considération depuis la

conception jusqu'à la conduite temps réel.

3.2.2.2 Les équipements Haute Tension du poste et leurs fonctions

Un poste comprend les principaux matériels HTB suivants :

- des jeux de barres, qui assurent la matérialité des sommets du réseau ;

- des disjoncteurs qui assurent la coupure des courants de court-circuit

et de transit et la déconnexion des ouvrages ;

- des sectionneurs qui assurent, après coupure des courants par les

disjoncteurs, un rôle d'isolement et d'aiguillage des ouvrages sur l’un

ou l’autre des jeux de barres ;

95

©RTE 2004


La structure des postes est organisée en "cellules".

Une cellule regroupe l'ensemble des équipements

relatifs à un même ouvrage :

cellule ligne

cellule transformateur

cellule couplage

etc.

Elle comprend :

la tête de cellule qui regroupe les équipements

de contrôle, de protection et d'isolement,

le disjoncteur,

la partie aiguillage qui permet de connecter

l'ouvrage à l'un ou l'autre des jeux de barres.

La connexion entre les cellules se fait

par l’intermédiaire des jeux de barres.

96

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

- des transformateurs ou autotransformateurs de puissance qui

permettent de transformer le niveau de tension pour l'adapter aux

utilisations ;

- des transformateurs de mesure, tension et courant, destinés à

l'alimentation des appareils de mesure, l'alimentation des systèmes

de protection et des automatismes de reprise de service ;

- des réactances de compensation de l'énergie réactive.

Les principales agressions auxquelles sont soumis les postes sont de nature

électrique. Ce peut être des agressions d'origine interne (surtensions

de manœuvre) ou externe (coups de foudre). Il y a aussi les

conditions atmosphériques (givre, pollution saline, …).

Enfin, il convient de prendre en considération les indisponibilités fortuites

(suite à une panne, par exemple) ou programmées (pour entretien ou

réparation), qui peuvent momentanément fragiliser l'exploitation.

3.2.2.3 Les facteurs concourant à la sûreté des postes

A - Prévention

Dans le domaine de la prévention, la sûreté des postes repose sur les

dispositions constructives qui concernent :

- le dimensionnement des équipements, sur les plans électrique et

mécanique ;

- les dispositions topologiques permettant de limiter les répercussions

des incidents.

Elle repose aussi sur les dispositions de qualification et de maintenance

préventive des matériels.

Le dimensionnement

Il s'agit de l'ensemble des dispositions permettant, au niveau de la

conception des postes, d'assurer la tenue des matériels sur les plans

électrique, thermique et mécanique en régime normal et pour certaines

situations contraignantes (courts-circuits, pollution, ...).

97

©RTE 2004


RTE - Matériels 400 kV

Le dimensionnement des matériels et des structures

tient compte des contraintes locales :

courant de court-circuit, pollution, …

98

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

La tenue diélectrique des matériels est caractérisée par les niveaux de

tenue aux différents types d’ondes que l’on rencontre en exploitation.

Pour les postes 400 kV, le dimensionnement permet de tenir sans amorçage :

- 420 kV en régime permanent ;

- 520 kV (phase-terre) à fréquence industrielle pendant une durée d'une

minute ;

- 1 050 kV (950 kV pour les transformateurs) sur une durée de 250 à

2 500 µs (tension de tenue aux chocs de manœuvre) ;

- 1 425 kV (1 175 kV pour les transformateurs) sur une durée de 1,2 à

50 µs (choc de foudre).

La tenue au courant maximal de court-circuit est un paramètre essentiel qui

conditionne le dimensionnement des structures (charpentes, massifs,

supports de barres, ...) par rapport aux efforts électrodynamiques qu'il

engendre, et qui détermine le pouvoir de coupure des disjoncteurs.

Pour les disjoncteurs 400 kV, les valeurs normalisées sont :

- 40 kA 1 s ;

- 63 kA 1 s (pour certains postes particuliers).

La tenue thermique est définie par la puissance assignée des matériels

compte tenu des exigences de surcharge et des niveaux d’échauffement

liés aux courants de court-circuit.

Les jeux de barres ainsi que l’appareillage hors disjoncteurs sont

dimensionnés systématiquement pour 63 kA.

Pour la tenue mécanique, les calculs sont menés pour les trois hypothèses

contraignantes suivantes :

- vent fort ;

- givre moyen ;

- court-circuit avec vent fort.

Des dispositions spécifiques sont prises au niveau de la préparation des

terrains pour assurer l’intégrité des fondations. Les dispositifs d’accrochage

sont renforcés pour éviter la chute des matériels.

99

©RTE 2004


RTE - Autotransformateur 400/225 kV

Des murs pare-feu sont disposés

entre les autotransformateurs

pour éviter la propagation des incendies.

100

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

Les dispositions topologiques

Il s’agit de l’ensemble des dispositions de génie civil et électrique prises

pour éviter ou limiter les répercussions en cas de défaillance affectant un

élément.

Ainsi, au niveau du génie civil, les jeux de barres sont réalisés en position

haute au-dessus des cellules pour éviter qu'en cas de chute d'une

connexion, les jeux de barres ne soient impactés.

Pour limiter les effets thermiques et mécaniques d'explosions éventuelles,

des murs écrans sont disposés entre les cellules ayant une importance

particulière (évacuation de centrale, par exemple). Par ailleurs, entre

transformateurs ou autotransformateurs voisins, des murs pare-feu sont

installés pour éviter la propagation éventuelle d'incendies, et les câbles

relatifs à des cellules et transformateurs ayant un rôle analogue empruntent

des tracés différents à l'intérieur du poste.

Les schémas électriques sont eux aussi déterminants. En cas de défaut

sur une ligne arrivant au poste ou sur un élément du poste, l'objectif est

que le défaut soit éliminé rapidement par un nombre de disjoncteurs

aussi réduit que possible et que le fonctionnement des ouvrages sains

soit préservé.

Un autre facteur important est la répartition des départs entre les

différents sommets : la perte de toutes les lignes dans une direction

donnée est généralement plus grave que la perte du même nombre dans

des directions électriques différentes. Le raccordement des lignes doit

aussi être réparti entre ces sommets de façon à limiter les courants de

courts-circuits.

101

©RTE 2004


La périodicité et la profondeur des actions d'entretien

sont définies en fonction

de la criticité des défaillances, des matériels

calculée sur la base des principaux enjeux que sont :

la sécurité des personnes et des biens,

la sûreté de fonctionnement du système

électrique,

la qualité de fourniture,

• l'environnement,

• le maintien du patrimoine.

RTE - Thermographie infrarouge d’une ligne par hélicoptère

102

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

Pour satisfaire à ces objectifs, les dispositions suivantes sont prises :



les postes 400 kV présentent en général quatre sommets distincts

configurables par manœuvres des sectionneurs et disjoncteurs ;

sur les grands postes, trois jeux de barres permettent de conserver

l'exploitation à quatre sommets pendant les périodes de consignation

ou d'exploiter, dans certains cas, à six sommets.

La maintenance préventive

La politique de maintenance OMF (Optimisation de la Maintenance par la

Fiabilité) vise à détecter les anomalies latentes sur les matériels par des

actions d'entretien dont la périodicité et la profondeur dépendent de la

criticité des défaillances des matériels. Elle repose sur les opérations clés

suivantes :

la visite des matériels (contrôle visuel des matériels HTB) ;






les manœuvres périodiques des disjoncteurs et des sectionneurs (dégrippage

des organes en mouvement, modification des portées de

clapets et des surfaces portantes, auto-nettoyage des contacts

électriques et des articulations, vérification du bon fonctionnement

de la chaîne de téléconduite) ; ces manœuvres périodiques permettent

aussi la détection de pannes latentes éventuelles à un

moment choisi à l’avance, mais ce n’est pas leur vocation première ;

la thermographie infrarouge (recherche de points chauds sur les

matériels HTB et leurs connexions) ;

le contrôle (vérification du bon fonctionnement des matériels avec

contrôle des signalisations et tests fonctionnels) ;

la vérification des matériels (maintenance approfondie tous les six à

sept ans) ;

la révision des matériels (maintenance plus approfondie tous les

douze à treize ans).

Les interventions correspondantes s'appuient sur des procédures

formalisées qui font l'objet d'une application rigoureuse.

103

©RTE 2004


La surveillance des équipements de transport

est assurée par les PCG

à l’aide du nouvel outil PEXI.

RTE - Salle de commande d’un PCG/PEXI

Les organes de coupure sont télécommandés

depuis les PCG et les dispatchings régionaux.

RTE - Dispatching régional de SERAA

104

©RTE 2004


3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

3.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

B - La surveillance des équipements

Cette mission, confiée aux exploitants des postes, est primordiale pour la

sûreté du Système puisqu'elle constitue, entre autres, un moyen

privilégié de détection des anomalies naissantes.

La surveillance des équipements s'exerce à deux niveaux :



en temps réel, où les paramètres significatifs de l’état de fonctionnement

des équipements font l'objet d'enregistrements mémorisés et

génèrent des alarmes émises vers les PCG et, pour certaines d'entre

elles, vers les dispatchings régionaux. Ces données constituent une

aide au diagnostic et à la décision en cas d'avarie de matériel et lors des

incidents affectant les postes ;

en temps différé, où l'analyse fine du fonctionnement des équipements

(lors des séquences d'élimination de défaut, par exemple)

permet de détecter d'éventuelles anomalies latentes.

C - Les moyens d'action

Pour être en mesure d'agir rapidement vis-à-vis des anomalies temps

réel, les organes de coupure sont télécommandés depuis les PCG et les

dispatchings régionaux, ce qui permet :

● d'isoler les ouvrages en défaut à des fins d'interventions rapides ;


d'adapter le schéma du poste à la nouvelle configuration de disponibilité

des ouvrages.

En temps différé, des actions sont menées pour détecter et corriger les

anomalies génériques. Ainsi, les anomalies des matériels HTB, repérées

lors des incidents ou par la surveillance des équipements, font l'objet de

la saisie d'une fiche d'anomalie informatisée.

Les données ainsi collectées permettent, dès que leur volume devient représentatif,

de mener des études de comportement détaillées en vue

d'orienter les politiques de maintenance et de qualification des

matériels, et de rétroagir face à d'éventuelles dérives de fabrication ou

anomalies génériques.

105

©RTE 2004


Les protections limitent les conséquences

des incidents en isolant de façon :

- rapide,

- sûre,

- sélective,

les ouvrages en défaut.

RTE - Protection différentielle de barres

106

©RTE 2004


3

3.3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Les protections et les automates d’exploitation

a) Les protections contre les défauts d'isolement

Les éléments du réseau HTB tels que lignes, transformateurs et jeux de

barres, peuvent être affectés par des défauts d'isolement d'origine interne

ou externe. Ces défauts peuvent avoir des conséquences graves sur

l'intégrité du matériel (par l'effet des courants de court-circuit eux-mêmes

ou des forces électrodynamiques résultantes) ou sur la sécurité des

personnes au voisinage du défaut, mais aussi sur le fonctionnement du

système : chutes de tension profondes, perte de synchronisme d'unités de

production.

Le rôle du système de protection contre les défauts d'isolement est

d'éliminer l'élément de réseau concerné en ouvrant les organes de

coupure adéquats, après avoir détecté et localisé le défaut.

Il importe que cette action soit à la fois rapide et sélective :


La rapidité d'action de ces protections est essentielle, en particulier

pour éviter les pertes de synchronisme ou la perforation des postes sous

enveloppe métallique.


Leur sélectivité permet d'éviter la mise hors tension d'un trop grand

nombre d'ouvrages qui pourrait, à son tour, avoir des conséquences

graves pour le système électrique telles que reports de charge

incontrôlables, pertes de synchronisme, écroulements de tension.

Il en résulte des "plans de protection", par nature complexes, qui décrivent

les fonctions et les performances attendues du système de protection et qui

doivent présenter une cohérence globale sans faille pour assurer ces

performances de rapidité et de sélectivité avec une grande fiabilité.

L’annexe A.1.6 présente leur organisation et leur évolution depuis 1975.

b) Les automates et protections d'exploitation

Les automates d'exploitation ont été introduits très tôt sur les réseaux

HTB pour décharger les opérateurs de certaines actions prédéfinies, ou

pour exécuter celles qui doivent l'être dans un délai très bref.

La plupart de ces automates réalisent, au niveau d'un poste, une action

locale sur critère local, telle que :

- protection des lignes et transformateurs contre les conséquences de

tous ordres d'échauffements excessifs (protection de surcharge) ;

- facilitation de manœuvres délicates (télécoupleur, …) ;

107

©RTE 2004


RTE - Automate de zone de Saint-Vulbas

L’automate de zone, installé au poste

de Saint-Vulbas, commande l’îlotage

d’un groupe présélectionné de Bugey

en cas d’apparition d’une surcharge

sur certains ouvrages de la zone.

108

©RTE 2004


3

3.3

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Les protections et les automates d’exploitation

- retour du système dans une position favorable pour la reprise du service

après incident (automate de manœuvre de disjoncteur sur manque de

tension -AMU-, réenclencheur de ligne, bascule de poste, …) ;

- action de "défense du système" (délestage fréquencemétrique dans

les postes-sources HTB/HTA, débouclage du réseau THT sur rupture

de synchronisme, …).

D'autres réalisent une action locale sur critère distant. C'est le cas de l'automate

de blocage des régleurs en charge des transformateurs THT/HT et

HTB/HTA développé dans le cadre du "plan de défense" du Système.

La gestion des automates (mise en/hors service, changement de configuration)

nécessite des procédures rigoureuses pour garantir l'action attendue

au moment opportun.

En dehors de ces automates locaux, des "automates de zone", destinés à

maintenir la sûreté de fonctionnement du réseau par action sur la topologie

ou la production d'un ensemble de postes, s'avèrent aujourd'hui nécessaires.

Pour ces automates, un haut niveau de sûreté de fonctionnement est attendu,

ce qui impacte fortement la conception mais aussi l’exploitation et la

maintenance.

Compte tenu de leur impact potentiel sur la sûreté du Système, la

performance des protections et des automates doit être garantie dans la

durée. Comme les matériels HTB, systèmes de protection et automatismes

font l’objet d’une maintenance préventive (maintenance OMF),

dont la périodicité et la profondeur sont fonction de l’enjeu des ouvrages

concernés ainsi que de leur technologie.

Cette maintenance repose sur les opérations clés suivantes,

coordonnées avec les opérations de maintenance des matériels HTB :

- essais fonctionnels simplifiés,

- essais de maintenance approfondie.

Les interventions correspondantes s’appuient sur des procédures

formalisées qui font l’objet d’une application rigoureuse.

Les activités de calcul et d’affichage des réglages et paramètres des protections

et des automates sont déterminantes pour l’obtention des

performances attendues. C’est pour cette raison qu’elles font aussi

l’objet de procédures et de modes opératoires détaillés dans le cadre

général de l’assurance qualité.

109

©RTE 2004


Schéma de principe

du Réglage Secondaire de Tension (RST)

Transmission de la tension du point pilote Vp

Jeu de barres

pilote

Consigne

Vc

Régulateur

de zone

Dispatching

régional

Niveau

N

Participation

Qr

X

Boucle

en

réactif

Consigne Uo

réactif produit par le groupe

Régulateur

primaire

de tension

Uex

tension stator U

Groupe i + 1

Groupe i + 2

Groupe de production i

Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote)

Uex : tension d'excitation de l'alternateur

Vp : tension mesurée au point pilote

Uo : consigne primaire

Réseau

Le RST assure simultanément, dans chaque zone,

la régulation du plan de tension et la répartition

de la puissance réactive entre les groupes.

110

©RTE 2004


3

3.4

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Les réglages automatiques de la fréquence

et de la tension

3.4.1 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA FRÉQUENCE

L'équilibre production-consommation est assuré, en fonctionnement

normal, par deux actions automatiques complémentaires : le réglage

primaire et le réglage secondaire (cf. annexe A.1.2). Leur performance est

essentielle pour la sûreté du Système.

Vis-à-vis du réglage primaire, il est fondamental pour la sûreté du système

électrique, lors des variations de grande amplitude, de maîtriser très

rapidement le transitoire de fréquence afin de ne pas atteindre les premiers

seuils du délestage fréquencemétrique. Sur un système interconnecté, tel

que celui de l'UCTE en Europe de l'Ouest, tous les partenaires contribuent

solidairement à ce réglage primaire, ce qui améliore de fait la sûreté.

Il importe, néanmoins, que chaque partenaire maintienne en permanence

une réserve primaire suffisante sur ses unités de production. La règle

UCTE recommande de programmer pour la France une réserve primaire

minimale d’environ 700 MW en été et 750 MW en hiver, avec une

énergie réglante minimale de l’ordre de 4 400 MW/Hz.

De la même manière, vis-à-vis du réglage secondaire, il importe, pour la

sûreté du Système, que chaque partenaire de l’UCTE maintienne une réserve

secondaire suffisante sur ses unités de production, afin d’être en

mesure, le cas échéant, de compenser à lui seul le déséquilibre production-consommation

lorsque l’origine de celui-ci se situe dans sa zone de

réglage, et de reconstituer ainsi la réserve de réglage primaire.

3.4.2 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA TENSION

Le réglage automatique de la tension sur le réseau THT est important pour

la sûreté du Système dans la mesure où il peut prévenir l'apparition de

phénomènes tels que les écroulements de tension ou les pertes de stabilité.

Le plan de tension sur le réseau THT est défini en temps réel par RTE, qui fixe

les tensions à maintenir en un certain nombre de points dits "points pilotes",

en s’appuyant le cas échéant sur des études de réseau prévisionnelles.

Le réglage en temps réel s'appuie sur deux actions automatiques

complémentaires dites réglage primaire et réglage secondaire de

tension (cf. annexe A.1.3). Là encore, la performance des équipements

concernés est primordiale pour la sûreté du Système.

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©RTE 2004


Domaines de responsabilité

Le CNES est responsable de :

• l’équilibre production-consommation,

la maîtrise du plan de tension et des transits sur le réseau 400 kV,

la gestion des échanges aux frontières.

Les URSE ont la responsabilité sur leur territoire de :

la surveillance du réseau 400 kV en appui du CNES,

la maîtrise du plan de tension et des transits sur les réseaux de

tension inférieure à 400 kV,

la télécommande des postes HTB.

112

©RTE 2004


3

3.5

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Le système de téléconduite

3.5.1 LES PRINCIPES DE LA CONDUITE DU SYSTÈME

La taille et la complexité du système électrique justifient une

organisation hiérarchisée des fonctions de surveillance et de commande

qui implique quatre niveaux de conduite de RTE :

• un niveau national, assuré par le dispatching national du Centre

National d'Exploitation du Système (CNES), dont les missions essentielles

en temps réel sont l’équilibre production-consommation,

la gestion du plan de tension, la gestion des échanges aux

frontières et la maîtrise des transits sur le réseau 400 kV ;

• un niveau régional, assuré par les 7 dispatchings régionaux des Unités

Régionales du Système Électrique (URSE), dont les missions essentielles

sont la surveillance des transits sur les réseaux 63 kV, 90 kV et

225 kV (400 kV en appui du CNES), la maîtrise de la topologie du réseau

HTB, le pilotage de la tension par zones et la surveillance des injections

aux nœuds électriques du réseau ;

• un niveau intermédiaire, assuré par les Groupements de Postes

qui ont en charge la surveillance et la conduite des installations de

Transport, ainsi que certaines fonctions de conduite du Système

Électrique à la demande du dispatching régional ;

• un niveau local situé dans chaque poste de Transport peut assurer la

surveillance et la conduite des installations en ultime secours ou

dans certaines phases de travaux.

Les installations des utilisateurs du Réseau de Transport : producteurs

(EDF, CNR, SNET, ...), consommateurs (SNCF, RATP, industriels, ...), distributeurs

(EDF, ELD) communiquent avec les centres de conduite de RTE

soit directement au niveau du site soit via des points de commande

centralisée.

Par ailleurs, la nécessaire coordination entre les GRT européens pour gérer

les flux d’énergie sur les lignes transfrontalières conduit au renforcement

des communications en temps réel entre les dispatchings et à

l’échange de téléinfomations concernant les ouvrages de chaque pays

impactés par les évolutions des flux sur les interconnexions.

113

©RTE 2004


114

©RTE 2004

RTE - Dispatching national (CNES)


3

3.5

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Le système de téléconduite

3.5.2 LES MOYENS DE CONDUITE

Tous les centres de conduite sont équipés de systèmes informatiques

complexes assurant l’acquisition et le traitement des informations en

provenance des installations de puissance (postes et centrales). Leur

disponibilité repose sur la redondance de leurs composantes matérielles

et logicielles ainsi que de leurs bases de données. Ils bénéficient de

surcroît d’une alimentation électrique de haute qualité et garantie (y

compris par des moyens de production autonomes).

Le dispatching national est doté :

• d'un système informatique de conduite principal : le SNC (Système

National de Conduite) qui assure les fonctions suivantes :

- analyse primaire (acquisition, traitement, visualisation,

archivage des téléinformations),

- analyse secondaire (analyse de sécurité réseau systématique

et en mode étude),

- réglage secondaire fréquence-puissance ;

de systèmes informatiques complémentaires :

• l’Animateur du Synoptique National (ASN) qui assure les fonctionnalités

minimales suivantes :

- animation du tableau synoptique assurant la représentation

nodale du réseau 400 kV,

- secours de la fonction réglage secondaire fréquence-puissance.

• un terminal du système d’alerte et de sauvegarde (SAS).

Les dispatchings régionaux disposent également de deux systèmes de

base complémentaires :

• un système informatique de conduite principal : le SIRC (ou Système

Informatique Régional de Conduite), qui assure des fonctions d'analyse

primaire et secondaire identiques à celles du SNC, ainsi que la

télécommande des postes transport ;

• un animateur de tableau synoptique : l'ATS qui assure la représentation

de la topologie des postes 400 et 225 kV, des états de tension ou

de surcharges, de certains transits dans les lignes et les transformateurs,

ainsi que d’un terminal SAS et d’une platine de pilotage des régulateurs

de tension, qui assurent la fonction de Réglage Secondaire de Tension

(RST) vis-à-vis des groupes de production de chaque zone.

115

©RTE 2004


Le réseau ROSE

(Réseau de fibres Optiques de Sécurité en Étoile)

offre une infrastructure adaptée

à la sécurisation du réseau 400 kV.

• Fibres optiques fixées sur un conducteur ou un câble de garde

RTE - Machine de pose d’un COE (câble optique enroulé)

• Fibres optiques insérées dans un câble de garde

Structure d’un câble THYM

116

©RTE 2004


3

3.5

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Le système de téléconduite

Les Pupitres d’EXploitation Informatisés (PEXI), dont sont équipés les

Groupements de Postes, permettent aux opérateurs de surveiller l’état des

installations de transport, de visualiser l’état d’un poste ou d’une zone

(topologie, transits et tensions) et de télécommander, si nécessaire, les

organes de coupure et certains automates de leur zone d’action.

3.5.3 LE RÉSEAU DE TÉLÉCOMMUNICATION DE SÉCURITÉ

Il s’agit d’un réseau de transmission, réglementairement à usage exclusif

de l’exploitation du réseau électrique.

Son infrastructure repose sur différents supports : les liaisons filaires

louées à un opérateur télécom, les liaisons hertziennes, privées ou

louées à un opérateur télécom, les liaisons par courant porteur en ligne

(CPL), les fibres optiques déployées sur le réseau public de transport, les

liaisons radio en cours de renouvellement.

Le réseau de sécurité permet aux agents des différents niveaux de

conduite (y compris les dispatchings étrangers des GRT européens),

d’échanger ordres et informations grâce au Système Téléphonique de

Sécurité (STS), constitué de platines téléphoniques installées dans les

centres de conduite et raccordées au réseau de transmission. Un

prolongement de ce réseau permet de joindre les agents d’intervention

dans certains postes électriques.

Il permet en plus d’interconnecter les systèmes de conduite des

différents niveaux. Des services à valeur ajoutée (routage, répétition,

contrôle de flux, reprise automatique de service, surveillance de la

qualité et des incidents), appelés services ARTERE, sont supportés par

les équipements terminaux du réseau de sécurité.

Il garantit enfin l’acheminement des signaux destinés au fonctionnement

des protections sur les ouvrages électriques ou aux téléactions pilotées

par des automatismes locaux. À cet égard, le déploiement d’un Réseau

de fibres optiques de Sécurité en Étoile (ROSE) offre une infrastructure

adaptée à la sécurisation du réseau 400 kV alliant sélectivité et résistance

aux perturbations atmosphériques.

Le caractère vital pour l’exploitation du bon fonctionnement du réseau

de sécurité implique la redondance des voies de transmission sur le

réseau de sécurité et l’absence de modes communs entre celles-ci. Ceci

est assuré par l’utilisation de supports différents entre 2 points de

concentration avec doublement des équipements de routage.

117

©RTE 2004


Architecture

du système de téléconduite de RTE

L’évolution de cette architecture s’effectue dans le cadre de schémas directeurs

qui intègrent les nouveaux besoins fonctionnels et les contraintes de

renouvellement liées à l’obsolescence, chaque affaire étant ensuite gérée en

mode projet.

118

©RTE 2004


3

3.5

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Le système de téléconduite

3.5.4 LE SYSTÈME DE TÉLÉCONDUITE

L’ensemble, moyens de conduite - réseau de sécurité, constitue le

"système de téléconduite". Celui-ci doit :

• garantir l’observabilité du Système en fournissant aux opérateurs

des dispatchings et des Groupements de Postes les moyens de

connaître, à tout moment, l'état des transits, de la topologie et la

valeur des grandeurs électriques (fréquence et tension) caractéristiques

du fonctionnement du Système. Cette observabilité doit

maintenant prendre en compte les informations issues des autres

GRT européens qui permettent de gérer au mieux la complexité

des échanges tout en assurant la sûreté de fonctionnement du

système électrique européen ;

• garantir la commandabilité du Système en mettant à disposition

des opérateurs dans les centres de conduite et des automatismes

dans les installations, les moyens de maîtriser le fonctionnement

des ouvrages tant à travers la télécommande des organes de coupure

permettant la répartition optimale des transits qu’à travers le

réglage centralisé automatique de la fréquence et de la tension.

• alimenter en informations fiables les fonctions plus complexes

d'analyse de sécurité qui permettent aux opérateurs de dispatching :

- d'anticiper les conséquences sur les transits, la tension ou la stabilité

du Système, d'événements tels que déclenchements d’ourages

de production ou de transport, courts-circuits,

- de préparer les actions palliatives.

Le système de téléconduite est vital pour la sûreté du Système. Aussi,

des dispositions sont-elles prises pour garantir la permanence des

fonctionnalités qui lui sont associées :

• le réseau de sécurité est dédié à l’exploitation et, de ce fait, ses capacités

ne peuvent être altérées par une saturation des réseaux publics ;

• chaque dispatching (national et régional) est doublé par un dispatching

de repli raccordé au réseau de sécurité et équipé de moyens

de conduite ;

119

©RTE 2004


Le bon fonctionnement du réseau de sécurité

est vital pour la sûreté du Système.

Les voies de transmission utilisent

des supports différents.

RTE - Circuits "bouchons" utilisés pour les télécommunications

par courant porteur en ligne (CPL)

120

©RTE 2004


3

3.5

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Le système de téléconduite

• toutes les téléinformations sur les réseaux 400 et 225 kV et sur la production

acquises et traitées au dispatching national, le sont également

par les dispatchings régionaux ;

• toutes les téléinformations acquises et traitées au dispatching régional

le sont aussi au groupement de postes pour la zone concernée ;

• un recouvrement partiel des zones d’observabilité entre dispatchings

régionaux est assuré par la transmission mutuelle des téléinformations

d’anneau de garde ;

• le calcul et la diffusion du niveau de réglage centralisé de la fréquence

sont garantis par une 3ème voie indépendante ;

• le système de téléconduite intègre, pour la conduite en situation tendue

et en cas d’urgence, un système informatique spécifique de

transmission d’informations et d’ordres d’alerte et de sauvegarde

avec acquits vers les utilisateurs du réseau, indépendant du réseau

de sécurité ;

• enfin, la garantie d’alimentation électrique des équipements de

téléconduite et de télécommunication des dispatchings est assurée

par des sources externes indépendantes et internes (groupes diesel).

121

©RTE 2004


SNET - Centrale E. Huchet

Les performances de chacun des composants

du Système contribuent à la sûreté de celui-ci.

122

©RTE 2004


3

Résumé

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Les performances individuelles de chacun des composants du Système

contribuent de façon interdépendante à sa sûreté de fonctionnement.

La performance d'un composant est déterminée à la conception

compte tenu :

- du service attendu du composant,

- des contraintes auxquelles il sera soumis en régime permanent et en

régime perturbé.

La performance de chaque composant doit être garantie à partir de sa

mise en service et tout au long de sa durée de vie ; ceci suppose :

- des essais de réception sur site menés avec rigueur,

- la mise en œuvre de politiques de maintenance adaptées,

- des modes d'exploitation respectant les capacités des matériels,

- un REX performant sur le comportement des matériels.

Le respect des performances attendues des composants du

Système est essentiel pour garantir sa sûreté de fonctionnement.

123

©RTE 2004


124

©RTE 2004

L’acteur, de par sa capacité de réflexion,

est une source de progrès.


4

Les dispositions prises

dans les domaines

organisationnel et humain

pour garantir la la sûreté

du Système

4.1 Le management du Facteur Humain

4.1.1 Les conditions d’une bonne contribution

4.1.2 L‘influence du management

4.1.3 La culture de sûreté

4.2 La formation

4.2.1 La formation au service de la sûreté du Système

4.2.2 Formation à la conduite du Système

4.2.3 Formation aux autres métiers de l’exploitation du Système

4.3 La doctrine d’exploitation

4.4 La mise sous assurance qualité des activités

4.5 Le retour d’expérience (REX)

4.5.1 L’organisation du REX

4.5.2 La classification par gravité des incidents

4.5.3 Les enseignements tirés des grands incidents

125

©RTE 2004


L’acteur, de tout niveau, n’est pas seulement

un facteur d’erreur, c’est aussi :

• un facteur d’adaptation et d’optimisation,

• un facteur de récupération

et de compensation.

C’est une source de progrès.

126

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.1 Le management du facteur humain

4.1.1 LES CONDITIONS D’UNE BONNE CONTRIBUTION

Le facteur humain apparaît souvent d’entrée de jeu comme un sujet

sensible, car il est vu comme le rapprochement entre les erreurs des

acteurs (erreurs dont on sait qu’elles font partie de la nature humaine) et

les conséquences parfois graves qui peuvent en découler. En fait, le

facteur humain renvoie à un ensemble de phénomènes agissant sur la

sûreté à travers la contribution des acteurs humains. Cette contribution

doit être prise au sens large : opérationnelle pour les acteurs de terrain,

technique et scientifique pour les experts, et technico-managériale pour

les managers.

On peut dégager trois caractéristiques fondamentales dans la contribution

de l’homme à la sûreté.

C’est un facteur d’adaptation et d’optimisation. Les modes opératoires

et le cadre de l’assurance de la qualité (voir § 4.4) sont rarement

suffisamment étudiés et détaillés pour permettre de prendre en compte

toutes les particularités d’une situation telle qu’elle peut se présenter. Ils

constituent un guide plus ou moins détaillé et plus ou moins précis qu’il

faut appliquer de façon fidèle, mais intelligente ; c’est-à-dire en intégrant

ce qui est requis dans le contexte réel du moment (adaptation) et en

cherchant à faire au plus efficace dans la marge de liberté qui existe telle

que l’application est définie (optimisation).

C’est un facteur de récupération ou de compensation. Les équipements

peuvent présenter des défaillances. Certaines d’entre elles peuvent être

prises en charge et compensées par les acteurs. Dans ce cas, le facteur

humain est facteur d’amélioration ou de compensation de la fiabilité

technique.

C’est un facteur de "défiabilité". Le facteur humain a un certain taux de

défaillance et par là il minore la fiabilité technique des installations. Le

transport aérien exprime cette idée en disant qu’il constate "des

accidents avec des avions en bon état pour voler".

La bonne prise en compte du facteur humain doit intégrer cet ensemble

de caractéristiques et ne pas se limiter seulement à la défiabilité due aux

acteurs.

127

©RTE 2004


Manager le facteur humain c’est :

Affecter aux postes des personnels

compétents et les former à leur nouvelle activité

Suivre en permanence l’adéquation

compétences / exigences

Mettre en place les moyens nécessaires

en personnel

Définir et faire connaître les références

opératoires

Établir un management de proximité au quotidien

assurant :

- l’organisation du compagnonnage

pour les personnels prenant un poste

nouveau

- la liaison entre les équipes

- l’animation du REX

D’une manière générale, le management

du facteur humain vise à susciter l’adhésion

et la motivation des acteurs.

128

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.1 Le management du facteur humain

L’axiome fondamental de la qualité de la contribution de l’homme à la sûreté

et à la qualité (au sens de la qualité de réalisation d’une tâche) est

l’adéquation entre les compétences et les exigences de l’activité. La

compétence englobe les connaissances scientifiques et techniques de

fond, la capacité à bien les mettre en œuvre dans le contexte de l’activité

(expérience technique), l’expérience de la pratique suffisamment

prolongée d’une activité dans un contexte donné (expérience professionnelle)

et enfin la mise en application de méthodes de travail réfléchies,

organisées et rigoureuses qui permettent un maximum de

détection et de correction d’erreurs en cours d’activité.

L’exercice d’une activité dans des conditions sûres et performantes

requiert également des aptitudes particulières telles que la capacité

d’abstraction, la capacité à traiter correctement plusieurs actions simultanées,

l’organisation personnelle, la capacité de concentration, la

résistance momentanée à la pression ou au stress, … et d’autres qu’il faut

inventorier selon les caractéristiques des activités et de leur contexte.

4.1.2 L’INFLUENCE DU MANAGEMENT

L’action et le comportement des êtres humains sont guidés par des "références"

: références culturelles (croyances, valeurs, us et coutumes,

conventions sociales, …), références techniques et professionnelles

(l’expérience, les règles de l’art, les consensus sur les pratiques

reconnues, …) et références spécifiques à l’activité en cours (règles de

sécurité ou de sûreté, modalités opératoires imposées ou recommandées,

…). L’opérateur en action recourt (même intuitivement) à

toutes ces références pour agir afin de faire évoluer la situation qu’il a en

main selon l’objectif fixé ou jugé comme satisfaisant par rapport à ce qui

est attendu. L’homme est un intégrateur de l’ensemble des références à

sa portée et un transformateur (adaptation, optimisation) et pas

seulement un applicateur de modes opératoires, transparent, sans

valeur ajoutée ni distorsion.

Le "management du facteur humain" consiste à prendre en charge ces

différentes données (cf. page ci-contre).

129

©RTE 2004


Travaux sous tension sur une ligne 400 kV

Les progrès dans la maîtrise de la sûreté

du Système passent par la prise

en compte du facteur humain.

130

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.1 Le management du facteur humain

4.1.3 LA CULTURE DE SÛRETÉ

Des travaux sur l’importance de la "culture de Sûreté" ont été réalisés par

un groupe d’experts suite à l’accident de la centrale de Tchernobyl en

Ukraine, en avril 1986, et ont conduit à définir cette notion comme :

"L’ensemble des caractéristiques et des attitudes qui, dans un organisme

et chez les individus, font que les questions relatives à la

sûreté bénéficient, en priorité, de l’attention qu’elles méritent en

raison de leur importance."

Cette définition reste pertinente dans le domaine des systèmes électriques.

La sûreté du Système repose à la fois sur des prescriptions et sur les

attitudes des acteurs, elles-mêmes conditionnées par les orientations

définies par la nature même du management. La culture de sûreté est

donc un état d'esprit par rapport à la sûreté : la valeur qu'on lui accorde,

la priorité qu'on lui donne, l'intérêt qu'on lui porte.

En d'autres termes, la culture de sûreté n'est pas uniquement une

question de professionnalisme et de rigueur personnelle mais elle est

liée aux comportements.

Or, les comportements dépendent des interactions de chacun avec les

autres. La culture de sûreté repose sur deux grands niveaux :

• le niveau des dirigeants et du management,

• le niveau des individus.

Les dirigeants et les managers de tous niveaux doivent créer, par les actes

concrets qui relèvent de leur responsabilité, les conditions qui favorisent

des comportements responsables des individus. Leur engagement en

faveur de la sûreté doit être clair et exprimé publiquement.

Les individus manifestent leur sens des responsabilités par leur attitude

engagée en faveur de la sûreté : rigueur, capacité à s'interroger, circulation

de l'information.

La culture de sûreté ne se développe que si chaque niveau remplit les

exigences liées à ses propres responsabilités.

131

©RTE 2004


Culture de sûreté

Attitude

interrogative

Définition des

responsabilités

Engagement

des individus

Démarche

rigoureuse

et prudente

Élaboration

et contrôle

des procédures

Communication

Qualification

et formation

Engagement

des directeurs

Récompenses

et sanctions

Audit

examen et

comparaison

Engagement

des dirigeants

nationaux

Déclaration

de politique

de sûreté

Structures

de direction

Attribution

des ressources

Structure

de contrôle

132

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.1 Le management du facteur humain

L’engagement des dirigeants

Les dirigeants nationaux doivent :

• définir une politique qui donne les orientations au personnel, expose

les enjeux et les objectifs de l'entreprise et manifeste l'engagement

de la direction à l'égard de la sûreté ;

• définir les responsabilités en matière de sûreté ;

• désigner des services indépendants de la structure hiérarchique,

chargés de surveiller les activités en matière de sûreté ;

• consacrer un personnel suffisant et compétent aux tâches liées à la

sûreté.

Les directeurs doivent :

• définir les responsabilités ;

• définir et contrôler les méthodes de travail ;

• veiller à ce que le personnel soit formé et qualifié ;

• encourager les attitudes louables en matière de sûreté et définir des

sanctions en cas d'attitudes préjudiciables à la sûreté ;

• mettre en œuvre des audits, examens, comparaisons qui vont aude

des mesures de l'assurance qualité.

L’engagement des individus

En ce qui concerne les individus, la recherche de l'excellence pour toutes

les questions relatives à la sûreté du Système doit se traduire par :

• une attitude d’interrogation systématique, le refus de se contenter

des résultats acquis, le dépassement de l'application formelle des

prescriptions, la conscience de la finalité des actions ;

la prudence et la rigueur, l'exigence de soi, la qualité et la fiabilité du

geste, la responsabilité individuelle ;

• le soin apporté à la communication et à la transparence, à la détection

des erreurs ou aléas, au retour d'expérience.

Ceci est vrai pour tous les niveaux hiérarchiques, pour tous les agents,

pour tous les métiers, pour les intervenants extérieurs.

133

©RTE 2004


Prendre le temps de se former

pour maîtriser la sûreté du Système

RTE - Séance d’entraînement des dispatchers sur simulateur

134

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.2 La formation

4.2.1 LA FORMATION AU SERVICE DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

Pour garantir la sûreté du Système, toutes les activités "sensibles"

doivent être confiées à des professionnels qualifiés ayant reçu une

formation adaptée. L’adéquation entre les compétences des intervenants

et les exigences propres à une activité constitue un point fondamental

qui conditionne la qualité de la contribution de l’homme à la sûreté (cf. §

4.1). Ainsi, dans chaque filière et pour chaque métier, des cursus types de

formation sont définis. À partir de ces cadres de référence, des plans de

formation individuels sont décidés pour amener chacun des acteurs

concernés au niveau de compétence requis.

4.2.2 FORMATION À LA CONDUITE DU SYSTÈME

L’organisation

Dans le domaine de la conduite du Système, l’organisation de la formation

repose sur des "schémas directeurs de la formation" régulièrement

mis à jour qui identifient, pour chacun des métiers concernés, le

référentiel de compétence et les modules de formation correspondants.

Le référentiel de compétence distingue trois niveaux de professionnalisme

avec à chaque fois une formation dédiée :

• Niveau 1 : "dispatcher débutant" (formation initiale),

• Niveau 2 : "dispatcher confirmé" (perfectionnement).

• Au-dedu niveau 2 : le niveau d'expertise croît (maintien et développement

des compétences).

La formation est organisée autour :

- de modules d’enseignement centralisés et décentralisés ;

- de périodes d’apprentissage "en doublure" pour la formation initiale ;

- de séances d’entraînement sur simulateur en centralisé et sur site.

Les modules d’enseignement

La formation centralisée est axée sur les fondamentaux du métier ainsi

que sur les aspects stratégiques de la conduite du Système. Elle contribue

à développer une culture commune CNES / URSE indispensable à

la maîtrise du Système. Elle est réalisée par des formateurs expérimentés

ayant une vision large du Système et des principes de son

135

©RTE 2004


Cursus type de la formation

initiale du dispatcher

Phase n° 1

Acquisition des prérequis (2 semaines)

Prendre contact avec son environnement

Phase n° 2

Formation centralisée de 4 semaines

et évaluation des acquis

Connaître et savoir appliquer les principes

de base de la conduite du Système

Phase n° 3

Formation locale et apprentissage en doublure

de l’ordre de 12 semaines

Connaître et savoir conduire le réseau

sous sa responsabilité future

Phase n° 4

Évaluation des acquis / habilitation

Faire la preuve de ses capacités

sur un ensemble de simulations

Phase n° 5

Exercice de l’activité de conduite

6 à 14 mois

Exercer la responsabilité de conduite

Phase n° 6

Formation centralisée de 2 semaines

Perfectionnement - Évaluation des acquis

136

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.2 La formation

organisation et de son fonctionnement. Elle s’appuie sur un simulateur

de réseau dédié à la formation.

La formation décentralisée est axée sur la validation des acquis et sur la

maîtrise des phénomènes sur le réseau régional sous la responsabilité du

dispatcher. Elle est assurée par des formateurs nommés au sein des Unités

Système Électrique et s’appuie sur une pédagogie basée sur des situations

vécues au niveau régional. Elle fait largement appel à un simulateur de site,

permettant de simuler le comportement du réseau régional à partir de

situations temps réel extraites du système de conduite.

L’apprentissage "en doublure"

La période de doublure est faite pour apprendre à exploiter avec les composants

du temps réel et de vérifier dans quelle mesure les capacités acquises

en formation sont traduites en comportements professionnels dans

les situations de travail. Elle permet d’évaluer en temps réel un certain

nombre de compétences qui n’ont jamais été abordées auparavant, ou

d’autres qui ont été uniquement validées sur simulateur.

Les outils de simulation

L’efficacité des opérateurs de conduite face à des situations de réseau

perturbées ou à un incident généralisé repose, en grande partie, sur

l’expérience acquise dans des circonstances analogues. Ces grandes

perturbations sont fort heureusement rares mais ceci demande de

compléter le petit nombre d’expériences réelles par des séances

d’entraînement sur simulateur. Il existe actuellement deux types d’outils

de simulation utilisés de façon complémentaire :

• le simulateur national d’entraînement des dispatchers, installé au

centre de formation national, qui permet de reproduire les situations

d’exploitation normales et perturbées sur le réseau national et

sur un "réseau école régional" représentant les principales spécificités

de l’ensemble des régions ;

des simulateurs sur site, présents dans chacune des URSE et au

CNES, qui permettent de traiter des situations d’incidents réels

reproduites, à l’échelon régional ou national, à partir de données

temps réel archivées dans l’outil de conduite.

137

©RTE 2004


De nombreux métiers

contribuent à la sûreté du Système.

RTE - Intervention sur la basse tension

138

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.2 La formation

4.2.3 FORMATION AUX AUTRES MÉTIERS DE L’EXPLOITATION DU SYSTÉME

Concernant la formation centralisée à l'exploitation du système

électrique, RTE a mis en place, dans le cadre de la rénovation de son

système de formation engagée en 2001, un cursus spécifique s'adressant

au domaine de la gestion prévisionnelle. La formation à ce métier

comprend un stage initial "Exploiter le système électrique vu du

prévisionnel", une session "Réaliser une étude élémentaire pour

exploiter le système" et un stage "Optimisation de l'équilibre offredemande"

plus spécialement axé sur la gestion de la production.

De leur côté, les métiers concourant à l'exploitation des ouvrages de

transport sont également concernés dans beaucoup de leurs activités

par la sûreté de fonctionnement du système. Un grand nombre de

sessions de formation s'adressant à ces exploitants contribuent de façon

directe ou indirecte à la sûreté. Il est difficile de citer ici toutes ces

formations, mais on peut citer, à titre d'exemple, tout ce qui relève du

réglage des protections contre les courts-circuits, du contrôlecommande,

de la téléconduite, des moyens de communication, de

l'ingénierie et de la maintenance des ouvrages à haute tension, de

l'exploitation.

139

©RTE 2004


La doctrine d’exploitation sert de cadre

à la rédaction des consignes.

Dans toutes les entités, les consignes

d’exploitation guident les personnels

de conduite de manière à assurer des prises

de décision fondées, cohérentes et rapides.

RTE - PCG / PEXI de Dronnière

140

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.3 La doctrine d’exploitation

La doctrine d’exploitation du système électrique contient l’ensemble des

textes prescriptifs destinés à ses exploitants.

La doctrine d'exploitation du système électrique exprime formellement les

principes suivis dans l'exploitation,depuis la gestion prévisionnelle jusqu'à la

conduite en temps réel et le retour d’expérience.

Elle sert de cadre de référence pour l'établissement des consignes, qui sont

les guides opératoires directement utilisables par le personnel de conduite.

Un ensemble de règles d'exploitation claires et complètes, fixant les éléments

à prendre en compte, les critères à appliquer, les objectifs à respecter et les

domaines de responsabilité des divers intervenants est une condition

indispensable pour assurer des prises de décision fondées et cohérentes

mais aussi rapides.

La doctrine d'exploitation fixe en particulier les dispositions qui sont directement

liées au niveau de sûreté de fonctionnement visé en décrivant :

- les aléas à considérer, qui sont généralement ceux pris en compte dans le

dimensionnement du Système : la perte d'un élément simple, le "N-1" est

par exemple un critère minimal largement répandu, même s'il tend

aujourd'hui à être modulé en fonction des conditions réelles d'exploitation

(conditions atmosphériques, en particulier) qui peuvent conduire à

prendre en compte la perte de plus d'un élément ;

- les conséquences tolérées de ces aléas (sur l'alimentation de la clientèle,

par exemple) ;

- le dimensionnement des marges ou réserves à constituer pour faire face à

ces aléas ;

- les actions à mettre en œuvre pour maintenir le niveau de sûreté recherché

ou pour réagir à l'aléa lorsqu'il survient.

On peut citer ici les règles traitant de la sécurité à respecter vis-à-vis des pertes

d'ouvrages, des marges de production, du réglage de la tension, du réglage

de la fréquence, de la stabilité des groupes de production, du plan de

délestage, de la reconstitution du réseau suite à un incident généralisé, …

La doctrine d’exploitation doit être cohérente avec les documents réglementaires

"amont" (cahier des charges du RPT, décrets et arrêtés impactant le

système électrique et son exploitation) et avec le cadre contractuel liant RTE

et les utilisateurs du réseau.

141

©RTE 2004


142

©RTE 2004

CNR - Centrale hydroélectrique de Génissiat


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.4 La mise sous assurance qualité des activités

La mise en œuvre du Système de Management de la Qualité repose sur le

principe d’amélioration continu des activités : Planifier, Faire, Vérifier,

Améliorer.

Planifier :

Les actions préétablies consistent à apporter une réponse à des

questions du type :

• Quelles sont les exigences de qualité de l’activité ?

• Quelles sont les attentes des clients de l’entreprise ? des bénéficiaires ?

des autres parties intéressées ?

• Que faire, comment faire, pour obtenir la conformité aux exigences ?

• Quelles sont les anomalies qui ne permettraient pas d’être conforme

aux exigences ?

• Quels sont les moyens préétablis nécessaires pour limiter autant

que possible les anomalies ?

• Quels documents faut-il élaborer avant réalisation pour donner

confiance dans l’obtention de la qualité requise ?

• Quelles vérifications préétablies faut-il mettre en œuvre pour s’assurer

que les exigences sont toujours satisfaites ?

• Quelles actions faut-il engager lorsqu’un écart par rapport aux exigences

est détecté ?

143

©RTE 2004


Avertissement

Intervenir en maîtrisant les risques

vis-à-vis de la sûreté du Système

EDF - Intervention à la Centrale de Montézic

144

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.4 La mise sous assurance qualité des activités

Faire :

Le Système de Management de la Qualité conduit ainsi à mettre en œuvre,

en tant que de besoin, des documents faisant apparaître les points clés et les

précautions à prendre pour une activité. Ces documents peuvent prendre

des formes diverses allant de la simple "check-list" à la procédure détaillée

nécessaire aux opérations complexes et peu usuelles.

Vérifier :

Des contrôles adaptés, réalisés par l’acteur lui-même (auto contrôle) ou

par une autre personne, permettent de s’assurer que les points

importants de l’activité ont été réalisés correctement.

Améliorer :

Des enregistrements sont établis pour assurer la traçabilité de l’activité et

mémoriser, quand c’est nécessaire, les résultats des contrôles et le

traitement des écarts éventuels. Ces documents répondent au besoin

d’amélioration continue des performances de l’entreprise.

L’activité professionnelle est faite d’une multitude de décisions et de gestes

qui ne peuvent tous être prédéfinis par le Système de Management de la

Qualité. Le professionnalisme des acteurs représente :

la manière dont les éléments du système qualité sont intégrés,

la prolongation du Système de Management de la Qualité dans les

actes qui ne sont pas spécifiés dans le détail,

• un corps de compétences, d’expériences, de méthodes, de règles de

l’art, de conventions, ... sans lequel un Système de Management de

la Qualité ne pourrait être efficace.

145

©RTE 2004


RTE est certifié ISO 9001 : 2000

pour l’ensemble de ses activités.

RTE - Travaux sous tension sur une ligne THT

(remplacement d’une chaîne d’isolateurs)

146

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.4 La mise sous assurance qualité des activités

La mise en place d’un Système de Management de la Qualité, même si

elle conduit parfois à un certain alourdissement de la tâche, permet à

l’acteur de disposer pour lui-même de la garantie que son activité a été

correctement exécutée et d’en apporter la preuve à ceux auxquels il

destine son travail.

Certification ISO 9001 V 2000

Le retour d’expérience effectué sur les événements Système significatifs

(ESS - cf. § 4.5.2) avait permis, dans les années 90, d’identifier les activités

à fort risque pour la sûreté de fonctionnement du système électrique

dont il était vital d’assurer une plus grande maîtrise ; ces activités avaient

alors été mises sous assurance qualité.

En 2000, à l’occasion de la publication de la version V 2000 de la norme

ISO 9001, RTE a souhaité mettre en place un Système de Management de

la Qualité portant sur la totalité de ses activités et lui permettant, en

particulier, de s’assurer du respect des exigences en matière de sûreté de

fonctionnement du Système.

RTE a mené avec succès la démarche de certification globale, ponctuée

en juin 2003 par l’obtention pour l’ensemble de ses activités du certificat

ISO 9001 : 2000.

Dans ce contexte, RTE s’est engagé formellement à mettre ses clients

producteurs, distributeurs, grands consommateurs et intermédiaires, au

cœur de ses préoccupations et de sa culture (politique "Qualité", cf.

annexe A.2.2), mais aussi à développer la culture de sûreté et à

maintenir le niveau de sûreté du système électrique (politique "Sûreté",

cf. annexe A.2.1).

147

©RTE 2004


Faire du retour d’expérience c’est :

• s’assurer qu’un événement non attendu,

qui s’est déjà produit, ne se reproduira pas ;

• éviter qu’une situation indésirable n’arrive

(en détectant les précurseurs) ;

•promouvoir les bonnes pratiques

pour s’améliorer.

148

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le retour d’expérience (REX)

4.5.1 L’ORGANISATION DU REX

4.5.1.1 Un moteur de progrès

L’exploitation quotidienne du système électrique est faite d’une

multitude d’activités dont beaucoup concernent sa sûreté de

fonctionnement. La réalisation de ces activités permet d’accumuler de

l’expérience.

Celle-ci est complétée par le vécu d’événements fortuits qui demandent

la mise en œuvre de mesures appropriées pour les maîtriser.

Le retour d’expérience, qui consiste à exploiter, de manière organisée,

les forces et les faiblesses de toutes ces activités ou du fonctionnement

du Système, permet d’en améliorer la performance en continu.

Le retour d’expérience constitue un moteur essentiel de progrès en

matière de sûreté du système électrique.

Le retour d’expérience repose sur trois étapes clés :

la détection et l’identification des événements,

• l’analyse des événements et l’élaboration des actions correctives,

la mise en œuvre des actions correctives et le contrôle de leur efficacité.

La détection des événements susceptibles d’être porteurs d’enseignements

pour la sûreté du Système est une étape essentielle puisqu’elle

constitue la source même du REX. La grille de classification des

événements Système significatifs (ESS - cf. § 4.5.2) est une référence qui

doit permettre de traiter, avec le niveau d’importance qui convient, tout

événement qui affecte le fonctionnement du système électrique.

Ensuite, l’analyse doit être menée sans complaisance et sans a priori,

avec l’ensemble des acteurs concernés. Une dimension fondamentale :

qui est mieux placé pour mener les analyses que ceux qui ont vécu la

situation ?

149

©RTE 2004


Le champ couvert par les analyses

doit être le plus large possible.

• Toutes les activités sont concernées

depuis la préparation de l’exploitation

jusqu’à la reprise de service,

en passant par la conduite temps réel

et la maintenance.

• Tous les acteurs qui concourent de près ou de loin

à la bonne marche du Système sont concernés :

opérateurs en charge de l’exploitation

et de la conduite du Système,

ou de l’exploitation et de la maintenance

des installations de transport, de production,

de distribution, de consommation, …

• Tous les matériels ou fonctions sensibles

pour la sûreté du Système sont concernés.

150

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

L’analyse permet de comprendre ce qui s’est passé, de trouver les

parades appropriées pour éviter qu’un dysfonctionnement ne se

reproduise. Selon les cas, il s’agira :

- d’actions de formation ;

- d’amélioration de documents ;

- de réorganisation ;

- d’évolutions dans les pratiques ;

- de modification des matériels ;

- etc.

Mais il faut s’assurer aussi que les actions correctives mises en place

n’introduisent pas de nouveaux problèmes.

Enfin, la mise en œuvre des actions correctives et des recommandations

issues des analyses permet de progresser et d’améliorer ainsi le niveau

de sûreté du Système. La remise en cause des pratiques quotidiennes, à

la lumière du retour d’expérience, renforce l’efficacité de chacun en lui

évitant de redécouvrir ce que d’autres ont déjà trouvé.

L’expérience ne sert que si elle est partagée et seule une large

communication, axée sur les enseignements tirés des analyses ou

les bonnes pratiques, permet d’éviter de reproduire des dysfonctionnements

déjà identifiés.

4.5.1.2 L’organisation du REX sur la sûreté

de fonctionnement du Système (SFS)

Parce que l’analyse des Événements Système Significatifs (ESS)

demande des analyses multi-métiers spécifiques, axées sur les fonctions

élémentaires de la sûreté et qui impliquent des experts "Système", un

REX dédié à la sûreté de fonctionnement du Système, le "REX SFS" a été

mis en place par RTE.

151

©RTE 2004


Articulation des différentes phases

du REX SFS

ESS

Recette

des actions

Mise en

oeuvre

Information

Détection

Sélection

Caractérisation

Conception

détaillée

Recueil infos

Mémorisation

Diffusion

Décision

d'analyse

Analyses

Etudes d'actions

correctives

Décision

d'action

Information

Information

152

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

Ainsi, pour tout ESS :

- une déclaration de l’événement est faite dans la base d’information

commune RTE qui centralise toutes les informations et rapports ;

- un rapport factuel est élaboré dans les jours qui suivent la détection

de l’événement ;

- une analyse détaillée est menée pour certains d’entre eux ; les entités,

qu’elles relèvent de RTE ou d’un utilisateur, sont autant que possible

sollicitées dès lors qu’elles ont eu un impact important sur le cours de

l’événement analysé et que des actions d’amélioration peuvent être

recherchées ;

- la communication des informations relatives à l’événement doit

respecter les exigences de confidentalité de RTE.

Le REX des événements à fort enjeu est présenté par les Unités RTE

concernées au Comité National REX présidé par la Direction de RTE.

4.5.2 LA CLASSIFICATION PAR GRAVITÉ DES INCIDENTS

Afin de caractériser le niveau de sûreté du système électrique, de suivre

son évolution dans le temps et de situer les événements à leur juste niveau

d'importance vis-à-vis de la sûreté, le principe d'une classification par

gravité des incidents affectant le Système a été adopté dès 1992 par EDF (1) .

La méthodologie de classement, définie en 1995, repose sur

l’appréciation combinée de la gravité selon deux types d’entrée :

- une entrée permettant d’enregistrer l’occurrence d’événements

élémentaires concrets affectant une fonction d’exploitation dans un

certain nombre de domaines (production, transport, distribution,

exploitation du système, moyens de conduite) ;

- une entrée visant à marquer le niveau de dégradation du système.

(1) : RTE a été créé le 1 er juillet 2000.

153

©RTE 2004


Le retour d’expérience :

d’abord une démarche de terrain.

EDF - CNPE de Saint-Alban - Intervention sur les circuits

de transmission des téléinformations vers l’URSE

154

©RTE 2004


4

Les

dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

Des facteurs additionnels permettent de traduire, d’une part, les

manques constatés dans les domaines organisationnel et humain :

lacunes ou inadaptations de la documentation (règles, consignes, procédures,

…), défauts de diffusion ou prise en compte du REX, comportements

humains s'écartant de façon flagrante des règles du métier, manque de

transparence, d’autre part, le caractère générique de certaines causes ou

défaillances.

La valeur à accorder à chacune de ces composantes est fixée par

application de la grille de classification des événements qui recense et

positionne une liste aussi exhaustive que possible d’événements

pouvant affecter la sûreté du système et de conséquences réelles. La

gravité globale d’un événement ainsi reconnu significatif résulte de la

combinaison de ces valeurs. Elle se positionne sur une échelle qui

comporte sept niveaux qui vont du "0" à "F". Le niveau "0" est affecté aux

événements significatifs à enjeux plus faibles pour la sûreté mais qu’il

convient de mémoriser ; les niveaux "A" à "F" correspondent à des

incidents de gravité croissante allant jusqu’à l’incident généralisé au plan

régional, national, voire international.

La démarche de classification repose sur l’analyse approfondie des événements

: elle est effectuée par l’Unité Système Électrique concernée

mais suppose une étroite collaboration de tous les acteurs impliqués.

Une démarche étroitement liée au retour d’expérience dont l’objectif

est de permettre à chacun de traiter, avec le niveau d’importance qui

convient, l’ensemble des événements qui affectent la sûreté du

Système.

155

©RTE 2004


Le 19 décembre 1978,

la profondeur maximale de la coupure

a représenté 75 % de la puissance appelée.

Alliage du fer dans un four à creuset et à induction

156

©RTE 2004


4

Les

dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

4.5.3 LES ENSEIGNEMENTS TIRÉS DES GRANDS INCIDENTS

Plusieurs grands incidents ont affecté les systèmes électriques français

et étrangers au cours des dernières décennies. Le lecteur en trouvera en

annexe A.4 une description sommaire. On se limite ici à rappeler les

enseignements tirés de ces incidents.

4.5.3.1 L'incident national du 19 décembre 1978

Il s'agit de la panne la plus grave qu'ait connue la France, tant par la durée

que par l'extension géographique. La profondeur maximale de la

coupure a représenté 75 % de la puissance appelée. Il a fallu plus de trois

heures pour que le réseau THT soit entièrement remis sous tension, et

plus de sept heures pour que l'ensemble de la clientèle soit réalimenté.

Le retour d'expérience sur cet incident a conduit notamment à :

• aménager diverses dispositions des règles d'exploitation et des

protections ;

• mettre en place un outil d’analyse de sécurité actif-réactif en J-1 ;

• créer une équipe au dispatching national pour faire des études

de stabilité à l'aide d'outils de simulation, dans le cadre de la gestion

prévisionnelle ;

• améliorer la réactivité des opérateurs lors des situations perturbées,

en développant des simulateurs d'entraînement et en mettant

en place des systèmes d'alerte pour communiquer entre dispatchings

et centres de conduite (transport et distribution) ;

• installer dans les zones sensibles des régulateurs de tension plus

performants sur les groupes de production (régulateurs "4 boucles") ;

• aménager les dispositions du plan de défense en vigueur.

4.5.3.2 L'écroulement de tension régional du 12 janvier 1987

L'état initial du Système pouvait être jugé sûr avec un bon plan de tension

et une bonne marge de production. Des pannes successives indépendantes,

aggravées par des dysfonctionnements latents au niveau des

systèmes de protection et de réglage des alternateurs, sont à l'origine de

cet écroulement de tension.

157

©RTE 2004


Situation après l’incident du 12 janvier 1987 :

courbes iso-tension sur le réseau 400 kV

au moment le plus critique.

158

©RTE 2004


4

Les

dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

Le retour d'expérience a conduit à la mise en œuvre de structures et de

dispositions nouvelles, et à l'engagement de nouveaux investissements :

• création de nouvelles entités chargées de la doctrine et de l’audit

Sûreté Système ;

• correction d'anomalies constatées sur les systèmes de protection et

de régulation des alternateurs, et détermination des réglages à

adopter pour toutes les nouvelles centrales ;

• mise en place d'un blocage automatique des régleurs THT/HTB1

et HTB/HTA et d'une télécommande de délestage à partir des dispatchings

régionaux ;

• analyse plus systématique et mieux formalisée des incidents Système ;

• création de la classification par gravité des incidents ;

• engagement de travaux pour renforcer la sûreté de fonctionnement

du Système dans l'Ouest.

4.5.3.3 Les incidents de Coulange (09/09/93) et Warande (16/01/94)

Ces deux incidents survenus sur des postes sous enveloppe métallique

(PSEM) ont mis en évidence des lacunes concernant les méthodes de

travail. Ils ont conduit à développer la mise sous assurance qualité des

activités importantes pour la sûreté du Système.

Le rappel des enseignements tirés de ces incidents d'ampleur

différente fait apparaître que le moteur principal de la sûreté du

Système est la mise en œuvre d'un retour d'expérience pertinent et

effectif sur les événements affectant la sûreté.

159

©RTE 2004


160

©RTE 2004

RTE - Nettoyage et siliconage des isolateurs dans les zones polluées


4

Les

dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

4.5.3.4 Les enseignements du retour d’expérience

À partir de l'analyse des cas qui viennent d'être évoqués, et des autres

grands incidents survenus à l'étranger, on peut dégager plusieurs

éléments de retour d'expérience :

• un grand incident résulte presque toujours d'une conjonction

d'aléas multiples défavorables, non seulement matériels mais aussi

humains et organisationnels ; outre les causes instantanées visibles,

on trouve souvent des pannes latentes et des causes qui trouvent

leur origine bien des années avant ;

• quelle que soit la combinaison des événements factuels initiateurs,

un grand incident finit par aboutir à un nombre limité de phénomènes

électromécaniques (cascade de surcharges, écroulement de

fréquence, écroulement de tension, rupture de synchronisme), qui

peuvent se succéder, voire se superposer ;

• l'ensemble de l'incident est souvent très complexe et peut passer

par une succession de phases, les unes lentes, les autres assez

rapides, mais, une fois le phénomène amorcé, le déroulement

final est très rapide et survient en quelques secondes ; à un tel stade,

les actions des opérateurs ne sont plus assez rapides et des parades

automatiques sont nécessaires pour contenir ou limiter l'incident ;

• l'incident induit toujours de très nombreuses informations (télésignalisations

d'appareils, alarmes, …) qui parviennent aux opérateurs

et aux systèmes de conduite, et il n'est pas rare de voir les systèmes

d'informations saturés par les avalanches d'informations et

les opérateurs en difficulté par rapport à la multitude de faits qui

leur sont communiqués ;

• le déroulement de l'incident conditionne profondément la reconstitution

ultérieure du réseau et la réalimentation des clients ; cette

reprise de service s'est parfois avérée très difficile.

Ce retour d'expérience a été conforté en 2003 par l'analyse des grands

incidents qui ont affecté l'Amérique du Nord le 14 août, puis la Suisse et

l'Italie le 28 septembre.

Par ailleurs, l'accroissement de la complexité des systèmes interconnectés,

dû notamment à une exploitation au plus près des limites et à

l’évolution de l’organisation liée à l'ouverture du marché, peut venir

161

©RTE 2004


Les incidents sur les postes sous enveloppe métallique

ont conduit à développer la mise sous assurance qualité

des activités importantes pour la sûreté du Système.

RTE - Poste 400 kV sous enveloppe métallique (PSEM) de Coulange

162

©RTE 2004


4

Les

dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

s'ajouter, pour les renforcer, aux causes classiques mises en évidence par

le retour d'expérience antérieur.

Dans le contexte nouveau de l'exploitation du système électrique, ceci

amène à dégager plusieurs points sensibles :

la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que le

GRT est en charge des infrastructures de transport (cas de la

France) ou non (cas de l’Italie actuellement et des États-Unis) ;

la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, ainsi

que ses pouvoirs de décision, en particulier dans les situations les

plus extrêmes où il est impératif que les actions ordonnées par le

GRT soient interprétées et exécutées sans discussion et sans retard ;

• le caractère indispensable de l’indépendance des GRT par rapport

aux autres acteurs du marché ;

• l'exigence d'un référentiel de sûreté, tant pour chaque système électrique

piloté par un GRT que pour l'interconnexion de ces systèmes,

et ce dans les différentes dimensions de ce référentiel (directives,

lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant

au GRT comme aux autres acteurs : producteurs, distributeurs,

consommateurs, traders, …) ;

• l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les producteurs,

distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect de

dispositions de sûreté depuis le stade du raccordement au réseau

jusqu'à celui de la conduite, en précisant clairement les engagements

de chaque partie et les modalités de contrôle de ces engagements ;

• enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux

différentes échelles de temps concernées.

163

©RTE 2004


La recherche de l’excellence doit se traduire,

au niveau des individus,

par une démarche rigoureuse et prudente.

RTE - Travaux sous tension dans un poste 400 kV

164

©RTE 2004


4

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain

Résumé

La culture de sûreté des acteurs concernés par la sûreté du Système doit

être suffisante pour que chacun traite, avec le niveau d'importance qui

convient, les questions relatives à la sûreté de fonctionnement du

système électrique.

La recherche de l'excellence pour toutes les questions relatives à la sûreté

suppose :

de garantir la compétence des acteurs concernés, par un dispositif

de formation et de qualification adapté,

de disposer d'un corps de doctrines clair et cohérent permettant des

prises de décision fondées et rapides,

de s’améliorer par le REX.

Elle doit se traduire, au niveau des individus, par :

• une attitude interrogative permanente et le refus de se contenter

des résultats acquis,

• une démarche rigoureuse et prudente basée notamment sur la mise

sous assurance qualité des activités sensibles vis-à-vis de la sûreté

du Système,

• le développement de la transparence, de la communication et du

retour d'expérience.

Les progrès dans la maîtrise de la sûreté de fonctionnement du

système électrique passent par la prise en compte du "Facteur

Humain". L'individu est un facteur de progrès.

165

©RTE 2004


166

©RTE 2004

RTE - Poste 225 et 63 kV


AA1

Annexe 1

Fonctionnement du du Système ::

notions de de base

A.1.1 La maîtrise des transits

A.1.2 Le réglage de la fréquence

A.1.3 Le réglage de la tension

A.1.4 La règle du N-k

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

A.1.6 Les plans de protection

167

©RTE 2004


Lors de l’indisponibilité d’une liaison,

le transit qui la traversait se reporte

sur les ouvrages voisins encore en service.

RTE - Ligne 225 kV ruinée au col du Lautaret

168

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.1 La maîtrise des transits

Dans un réseau d’interconnexion, par essence maillé, la répartition des transits d’énergie

dépend essentiellement :

- de la localisation des charges,

- de la localisation des groupes de production en fonctionnement,

- des échanges transfrontaliers,

- de la localisation des moyens de compensation de l’énergie réactive,

- des impédances des ouvrages de transport.

Ces transits d’énergie constituent un flux allant des postes où sont raccordées les centrales

vers les postes où sont raccordés les clients ; il emprunte les lignes et les câbles

de transport en se répartissant au prorata de l’inverse de leur impédance. Ce qui est, en

quelque sorte, une préférence marquée pour le "chemin le plus court". Ce flux d’énergie

se matérialise par le courant qui traverse les ouvrages. Plus le transit d’énergie est élevé

et plus les intensités des courants seront fortes. Ces intensités peuvent croître, en particulier

lorsqu’un ouvrage a déclenché suite à un défaut. En effet, le transit supporté initialement

par cet ouvrage va se reporter sur les ouvrages voisins : c’est le phénomène

du report de charge.

Or, à tout instant, l’exploitant du Système doit garantir que le courant de transit dans les

ouvrages de transport (liaisons aériennes et souterraines, transformateurs et autotransformateurs)

se situe en deçà d’un seuil fixé : intensité maximale admissible en régime

permanent (IMAP) pour les lignes et les câbles, courant nominal pour les appareils de

transformation.

En cas de dépassement, des protections de surcharge alertent le dispacher qui dispose

alors d’un temps limité, variable selon l’ampleur du dépassement (20 mn, 10 mn ou 1 mn

pour les liaisons 400 kV), pour ramener le transit à une valeur acceptable. Dans le cas

contraire, la protection de surcharge fait déclencher l’ouvrage à l’échéance de la temporisation.

La régulation des transits est assurée en jouant principalement sur deux paramètres :

- la topologie du réseau : en adaptant les schémas d’exploitation, le dispatcher modifie

les impédances des différentes mailles du réseau (création de files longues

pour augmenter l’impédance du réseau ou, au contraire, mise en parallèle d’ouvrages

pour la diminuer) et joue sur la répartition des charges par rapport aux

sources de production ;

169

©RTE 2004


Les outils de conduite des dispatchings

permettent de surveiller

les transits en situation N ...

... et de détecter l’apparition

d’éventuelles contraintes en N - k.

170

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.1 La maîtrise des transits

- les programmes de production : en adaptant les programmes de production

des groupes, le dispatcher joue sur la répartition des sources de production par

rapport aux charges.

En situation ultime, le dernier recours est d’agir sur les charges en délestant de la clientèle.

Pour une topologie donnée, il est possible d’évaluer, grâce aux outils de conduite et de

simulation, les transits dans chacun des ouvrages en fonction du plan de production

adopté et de la localisation des charges. De la même façon, il est possible de calculer

l’impact du déclenchement d’un ouvrage de transport ou de production, sur la valeur

des transits dans les ouvrages restants.

La détermination de l’impact du déclenchement d’un ouvrage sur les ouvrages restants

fait appel à la notion de coefficient de report :

• pour les lignes et les câbles, le coefficient de report d’un ouvrage A sur un ouvrage

B donne la proportion du transit de l’ouvrage A qui se reportera sur l’ouvrage B, en

cas de déclenchement de A ;

• pour les ouvrages de production, le coefficient de report d’un groupe de production

sur un ouvrage de transport donne la proportion de la variation de puissance du

groupe qui se reportera, le cas échéant, sur l’ouvrage de transport.

Ces calculs sont utilisés en permanence, tant au niveau prévisionnel qu’au niveau temps

réel, pour vérifier la viabilité et la robustesse des schémas d’exploitation, notamment

vis-à-vis du respect de la règle du N-k.

En temps réel, ils sont réalisés de manière cyclique par l’outil de conduite ou à la demande

du dispatcher pour détecter l’apparition d’éventuelles contraintes en N-1 ou N-2 avec

la fonction d’analyse secondaire disponible dans les outils de conduite.

171

©RTE 2004


172

©RTE 2004

Fréquence


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

A.1.2.1 LE MAINTIEN DE L’ÉQUILIBRE PRODUCTION-CONSOMMATION

La fréquence : une grandeur commune

Le réseau électrique européen est un système interconnecté comportant des organes de

production (centrales), des ouvrages de transport (lignes, postes) et des charges. En

fonctionnement normal, on peut considérer que la fréquence est uniforme à un instant

donné sur l’ensemble du réseau (les alternateurs, étant reliés entre eux par le jeu des

forces électromagnétiques, tournent tous à la même vitesse électrique).

La fréquence : une grandeur à surveiller

Le maintien d’une fréquence proche de sa valeur nominale est nécessaire au bon fonctionnement

des matériels électriques optimisés pour cette valeur ; la fréquence doit rester

comprise dans la plage 50 Hz ± 0,5 Hz.

De trop grandes excursions de fréquence sont en outre inadmissibles pour certains

matériels, dont les groupes de production, qui se retirent du réseau pour des écarts de

fréquence de 2 à 4 Hz.

Les petits écarts de la fréquence autour de sa valeur de référence, représentatifs du fonctionnement

normal d’un système, sont compensés par l’inertie des masses tournantes des

machines couplées au réseau.

Le réglage de la fréquence : l’action sur la production

Face aux évolutions normales de la consommation et aux divers aléas rencontrés en

exploitation (pertes de groupes de production ou de charges, ...), le maintien de l’équilibre

offre-demande et d’une valeur satisfaisante de la fréquence nécessite d’adapter en

permanence le niveau de la production à celui de la demande. Trois niveaux d’action

cœxistent : le réglage primaire, le réglage secondaire (fréquence - puissance), le réglage

tertiaire.

A.1.2.2 LES RÉGLAGES AUTOMATIQUES EN TEMPS RÉEL

A.1.2.2.1 Le réglage primaire de fréquence

Le réglage primaire est assuré par les boucles de régulation ("régulateurs de vitesse")

situées sur les groupes de production.

173

©RTE 2004


Quelques définitions

P n : Puissance nominale du groupe (MW)

K : Énergie réglante primaire du groupe (MW/Hz)

P n 1

= . : statisme de la régulation

Fo K

k =

1


: gain statique

Pour une tranche de 900 MW :

K = 450 MW/Hz

= 0,04

k = 25

Quelques ordres de grandeur

Pour l’Europe, Kj ~ 20 000 MW/Hz dont plus d’un quart pour la France et la

péninsule ibérique.

Conséquence de la perte d’un groupe de 1 300 MW en France (taille des plus

grosses unités) :

• si la France était seule en réseau séparé (déconnectée du reste de

l’Europe) avec K = 5 000 MW/Hz, la chute de fréquence serait de

260 mHz et la contribution de chaque groupe au réglage primaire devrait

être de 13 % de sa puissance nominale (c’est-à-dire au dedes capacités

constructives de réglage primaire de fréquence de la plupart des installations

de production) ;

• si la France est interconnectée au reste de l’Europe (situation normale)

avec K = 20 000 MW/Hz, la chute de fréquence est de 65 mHz et

chaque groupe réglant participe pour 3,2 % de sa puissance nominale.

L’interconnexion permet à tous les partenaires de mutualiser les

participations au réglage primaire de fréquence et à chacun de

duire le dimensionnement de sa réserve primaire aussi bien au

niveau des dispositions constructives des nouvelles unités de

production qu’en exploitation.

174

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

Par une correction rapide (en quelques secondes) et décentralisée, il permet de

retrouver l’équilibre production-consommation après perturbation, si toutefois

la réserve primaire de fréquence disponible est suffisante.

Pour un groupe donné

Le régulateur de vitesse agit sur les organes d’admission du fluide moteur à la

turbine et cherche à imposer, à l’équilibre, une relation linéaire entre la vitesse

(image directe de la fréquence) et la puissance. En tenant compte des limitations

liées au matériel, la caractéristique statique de ce réglage est celle de la

figure ci-dessous.

P max

P ,

P c

f 0

: Puissance maximale

constructive

: Puissance affichée

au limiteur (puissance

maximale autorisée

au moment considéré)

: Consigne de puissance

affichée

: Fréquence de référence

(50 Hz)

Cette relation linéaire s’écrit sous la forme :

P- P 0 = K (f - f 0 )

• Pour l’ensemble des groupes du réseau

Compenser une variation brutale du bilan Pbil nécessite une action répartie

sur tous les groupes telle que, en fin d’action du réglage :

P bil = K j

(f 1 - f 0 )

K j

: Énergie réglante primaire du réseau.

f 1 : Fréquence atteinte en fin d’action du réglage. Le réglage primaire rétablit

l’équilibre offre-demande si la réserve primaire est suffisante, mais la fréquence

finale est différente de la fréquence de référence.

175

©RTE 2004


176

©RTE 2004

Deux cas de positionnement du limiteur


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

P bil = P des groupes. La réserve primaire disponible est la somme des

réserves primaires des groupes participants. Au niveau de l’Europe, la règle est

que cette réserve représente au moins 3 000 MW correspondant à la perte

simultanée des deux plus gros groupes existants (tranches N4 françaises).

Chaque groupe participant aura effectué une variation de puissance :

P j

=- K j

P nj

(f 1

- f 0

) / f 0

K j

=0pour un groupe hors réglage ou atteignant le limiteur. Il importe donc

qu’un groupe en réglage primaire ne voie pas sa participation réduite par un

usage inapproprié du limiteur qui amputerait la réserve escomptée par l’exploitant

du Système. On notera que les excursions de la fréquence sont d’autant

plus faibles que l’énergie réglante primaire (K j

) du réseau est grande.

LE RÉGLAGE PRIMAIRE RÉTABLIT L’ÉQUILIBRE

OFFRE-DEMANDE MAIS LA FRÉQUENCE FINALE

EST DIFFÉRENTE DE LA FRÉQUENCE DE RÉFÉRENCE

A.1.2.2.2 - Le réglage secondaire fréquence-puissance

L’adaptation rapide de la production à la consommation faite par le réglage primaire,

laisse, en fin d’action, un écart de fréquence. Elle provoque également

des variations de transit entre les pays : toutes les machines des différents pays

réagissent à la variation de la fréquence commune, même si la perturbation

s’est produite dans un pays voisin.

• Objectif du réglage secondaire

Soit f l’écart de fréquence résiduel et P i

l’écart entre le bilan P i

des puissances

observées sur les lignes d’interconnexion internationales d’un pays donné (la

France au hasard) et le bilan P io

des échanges contractuels à respecter (P io

> O :

exportation trop importante).

Pour un incident localisé en France, représentant une perte de production P i

la

réaction de l’ensemble des groupes interconnectés se traduit par :

P i

+K f = P

P i

= écart d’échange. Représente l’aide apportée par nos partenaires.

K f = action du réglage primaire français.

177

©RTE 2004


L’objectif du réglage secondaire

fréquence-puissance (RSFP) :

- ramener la fréquence

à sa valeur de référence,

- ramener les échanges entre partenaires

à leurs valeurs programmées.

178

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

En divisant par K, on obtient un écart homogène à une fréquence :

E = f + P i

/ K.

En fait, le réglage secondaire utilise le paramètre , appelé "énergie réglante secondaire"

tel que :

E = f + P i

/

(sans entrer dans les détails, le réglage secondaire français inclut la

péninsule ibérique, ce qui conduit à choisir =K France + péninsule ibérique

, si l’on respecte

la loi de Darrieus explicitée plus loin).

Le réglage secondaire va alors intervenir avec un double objectif :

• ramener la fréquence à sa valeur nominale f = f 0

et

• ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs contractuelles.

• Principe du réglage secondaire

Un organe centralisé situé au dispatching national a pour rôle de modifier le programme

de production des groupes afin d’annuler l’écart de puissance Pi + f.

Pour cela, il élabore, à partir des télémesures de la fréquence et des transits sur les

lignes d’interconnexion, un signal N(t) appelé niveau de téléréglage, compris entre

-1 et +1, et l’envoie aux groupes de production participant au réglage secondaire

afin de modifier leurs puissances de consigne.

Expression du niveau N(t) :

Certains paramètres sont à la disposition du dispatcher national :

: gain intégral (ou pente) du réglage (MW/tour),

Pr : demi-bande de réglage (MW),

; énergie réglante secondaire (MW/Hz),

: gain proportionnel.

179

©RTE 2004


Action du réglage secondaire en Europe

lors du déclenchement

d’un groupe de 1 300 MW en France

.

.

180

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

Choix des paramètres du réglage secondaire

• Choix des paramètres et

Prenons l’exemple simple de deux pays, A et B, interconnectés. On note

P A et P B leurs productions, C A et C B leurs consommations intérieures, K A et K B

leurs énergies réglantes primaires, A et B leurs énergies réglantes secondaires,

Pio la puissance transitant de A vers B (programme).

À la suite d’une perturbation en A (par exemple une variation de consommation

C A

), en admettant que l’action du réglage secondaire est lente devant celle du

réglage primaire, ce qui se vérifie si on choisit une constante de temps de l’intégrateur

suffisamment grande (de l’ordre de 100 s), on peut considérer que le

réglage primaire établit un premier équilibre.

On peut alors écrire :

P A = C A + Pi = K A f et P B = Pi = - K B f.

Les termes à intégrer sont :

et

Si on fait en sorte de choisir A =K A et B =K B on obtient E B =0.Seul le niveau

du pays A va donc varier pour rétablir f = f 0

et P i

=0.

LOI DE DARRIEUS

Si, pour chacun des partenaires, le paramètre est choisi égal à

l’énergie réglante primaire K, alors seul le réglage secondaire

du réseau perturbateur assurera la correction de la perturbation.

181

©RTE 2004


182

©RTE 2004

Le respect, par chaque groupe,

de la contribution demandée par le réglage secondaire

permet d’assurer la qualité de la fréquence

et le respect du programme d’échanges.


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

• Participation des groupes au RSFP

RTE communique à chacun des producteurs sa contribution en MW au RSFP.

Les producteurs sélectionnent les groupes participant au RSFP en fonction de leurs

capacités dynamiques à moduler leur production et de leur coût. La constitution de

la bande de réglage peut nécessiter le démarrage de groupes supplémentaires.

Pour chaque groupe participant au RSFP, la puissance de consigne P c

=P co

+N p r

varie entre P co

- p r

et P co

+ pr (P co

consigne à 50 Hz et p r

participation du groupe).

La relation p r

= P r

permet d’assurer l’utilisation de toute la bande de

réglage pour N =±1.

• Valeurs possibles de la participation

- Tranches nucléaires : p r

=5% P n

, soit 50 MW pour un REP 900 MW.

- Tranches thermiques classiques à puissance nominale : p r

=10% P n

.

- Groupes hydrauliques : variable, p r

peut atteindre, voire dépasser, 25 % P n

.

Mais ces participations peuvent être réduites pour certains groupes, de façon provisoire

ou permanente.

• Pente de variation de la puissance

Tous les groupes de production ne sont pas aptes à supporter fréquemment

des variations rapides de leur production. En fonctionnement normal, la

pente du niveau est limitée à environ 0,15/mn (7 MW/mn pour un groupe REP

900 MW, soit une traversée de la bande de réglage en 13 mn). Sur incident ( E

> seuil prédéfini), le régulateur passe en pente rapide : 0,9/mn, soit une exploration

de la bande de réglage en 2 mn.

183

©RTE 2004


En fin d'action des réglages primaire et secondaire

sur une perturbation… deux situations possibles

Utilisation de toute la réserve secondaire : Pc = Pco + pr ; N = 1 (niveau en butée).

Les écarts ne sont pas entièrement résorbés.

Utilisation d'une partie seulement de la réserve secondaire Pc = Pco + N.pr.

Les écarts sont corrigés : f = 50 Hz, Pi = Pio.

La droite (N = 1, N = 0,…) caractérise le régulateur du groupe.

Le niveau décale la droite parallèlement à elle-même.

Notations :

P , : puissance au limiteur

P co

: consigne à 50 Hz et N = 0

P c

: consigne à 50 Hz

p r

: demi-bande de réglage secondaire pour un groupe

P n

: puissance nominale

N : niveau

P : puissance active fournie

f : écart de fréquence

P i

: puissance échangée avec l'étranger

184

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.2 Le réglage de la fréquence

A.1.2.3 LES AJUSTEMENTS MANUELS EN TEMPS RÉEL

Le réglage tertiaire

L’exemple précédent montre que l’action du réglage secondaire, suite à une perturbation,

peut ne pas résorber entièrement les écarts de fréquence et de transit de

puissance sur les interconnexions, le niveau atteignant sa butée (N = ±1). La réserve

primaire est alors entamée et la réserve secondaire épuisée. L’arrivée en

butée de niveau (haute ou basse) peut aussi être le résultat d’une dérive lente

entre la consommation et les programmes de marche des groupes (image de la

prévision de consommation). Il est nécessaire de reconstituer les réserves épuisées

pour se prémunir de tout nouvel aléa.

En prévision de circonstances de ce type, il est prévu, par contractualisation

journalière en J-1, une réservation de puissance qui est décomposée en plusieurs

produits selon son délai de mobilisation et sa durée d’utilisation : réserve

tertiaire rapide 15 minutes, réserve tertiaire complémentaire 30 minutes,

réserve à échéance, ... Cette puissance est mobilisée, selon les besoins en temps

réel et les échéances, par appel sur le mécanisme d’ajustement (cf. § 1.5 de

cette annexe), afin de recaler les programmes de production sur la réalisation

et de reconstituer les réserves primaires et secondaires (f = 50 Hz, N = 0). La

réserve de puissance à mobilisation rapide est constituée avec des groupes qui

ne sont pas à la puissance maximale ou qui peuvent démarrer rapidement

(groupes hydrauliques, turbines à combustion). À noter qu’une réserve à la

baisse est également prévue, toujours par contractualisation.

Le réglage tertiaire, coordonné par le dispatching national, a pour but de mobiliser

tout au long de la journée, autant que de besoin, la réserve tertiaire tout en

cherchant à la reconstituer ou à l’ajuster en fonction des évolutions du Système.

En s’appuyant sur le mécanisme d’ajustement, il fait appel à des offres à la

hausse par ordre de prix croissant en cas de production insuffisante. Dans le

cas contraire (excès de production), on fait appel à des offres à la baisse par

ordre de prix décroissant.

185

©RTE 2004


LE RÉGLAGE DE LA TENSION

EST UNE NÉCESSITÉ POUR

Exploiter le réseau en assurant la sûreté

Maintenir la tension d’alimentation

des clients dans les plages contractuelles

Respecter les contraintes

de fonctionnement des matériels

Minimiser les pertes

Utiliser au mieux la capacité

des ouvrages de transport

186

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

A.1.3.1 POURQUOI RÉGLER LA TENSION ?

Satisfaire les clients, les distributeurs et les producteurs

La tension constitue, avec la fréquence, un des principaux paramètres de la

sûreté du Système. Ce paramètre est commun aux différents utilisateurs :

clients, distributeurs, producteurs, raccordés sur un même nœud électrique.

Pour les clients et les distributeurs, chaque contrat de fourniture définit la tension

d’alimentation déclarée et la plage de variation acceptée autour de cette

valeur. Ces deux termes, qui conditionnent le dimensionnement des appareils

récepteurs des clients, doivent être, à tout moment, respectés.

Pour le producteur, la tension doit également être maintenue dans une plage

convenue qui soit supportable par les installations de production, faute de quoi

les groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit la sûreté

du système électrique.

Satisfaire les besoins du Système

Régler la tension est également nécessaire pour garantir le bon fonctionnement

global du Système, tant sous l’aspect économique que sous l’angle de la sûreté.

Un bon réglage permet en même de temps de diminuer les pertes réseau, d’utiliser

au mieux les capacités de transport disponibles et d’éviter le risque d’effondrement

en tension, tel que ceux qu’ont connus la Belgique en 1982, l’ouest de la

France et le Japon en 1987.

Respecter les contraintes de fonctionnement des matériels

Enfin, la tension doit être maintenue, en tout point du réseau HTB, dans une

bande étroite compatible avec le dimensionnement des matériels :

- des tensions trop hautes entraînent le vieillissement ou la destruction des

matériels raccordés ;

- des tensions trop basses provoquent des surcharges dans les lignes, perturbent

le bon fonctionnement de certaines protections et des régleurs

en charge des transformateurs, affectent la tenue des auxiliaires des installations

de production et, d’une manière plus générale, des process des

utilisateurs du RPT.

187

©RTE 2004


QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

On peut représenter une ligne THT par le schéma

équivalent suivant :

R : résistance des conducteurs

X : inductance de ligne

C : capacité homopolaire de la ligne

Pour une ligne 400 kV

R 3 / 100 km

X 30 / 100 km

C 1,2 mF / 100 km soit environ 60 MVAR fournis par

100 km de ligne à vide (C/2 . U A2

+ C/2 . U B2

)

188

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

La tension : une grandeur qui fluctue

Mais, par nature, la tension fluctue. Elle est d’abord affectée par des variations

lentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdomadaire et

quotidienne de la consommation (sans action préventive de la part de RTE, la tension

serait plutôt basse aux heures de pointe et haute aux heures creuses) ; elle

subit aussi des variations rapides liées à de multiples aléas : fluctuations aléatoires

des charges, changements de topologie du réseau, déclenchements d'ouvrages

de transport ou de groupes de production.

Il est donc nécessaire, pour que la tension soit maintenue en tout point du réseau

HTB dans la plage souhaitée, de disposer de moyens de réglage adaptés et parfaitement

coordonnés entre eux.

A.1.3.2 TENSION ET RÉACTIF : UN COUPLE INSÉPARABLE

La tension en un point du réseau est fonction d'une part des forces électromotrices

des générateurs qui y sont raccordés et, d'autre part, des chutes de tension

dans les divers éléments du réseau : machines, transformateurs, lignes, ...

Les chutes de tension

Si on examine le cas très simple d'une charge alimentée par une source de tension

constante, à travers une ligne (cf. schéma ci-dessous),

on peut écrire de façon approchée, que la chute de tension dans la ligne (V=

V - V ), induite par les flux de puissance active et réactive (P et Q) appelés par

1 2

la charge, est égale à :

V= (R P + X Q) / V 2

189

©RTE 2004


La puissance réactive voyage mal.

RTE - Lignes 400 kV

Au-delà d’une certaine distance,

la puissance réactive

fournie par les alternateurs

ne peut pas parvenir là où on en a besoin.

190

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

Pour une ligne THT, X 10 R :

C'est la circulation de réactif qui crée généralement les chutes de tension prépondérantes.Tension

et puissance réactive sont donc des grandeurs très liées.

Ainsi, la puissance réactive voyage mal (elle crée des chutes de tension). Cela a

pour conséquence qu’au-delà d'une certaine distance, la puissance réactive

fournie par les alternateurs ou les condensateurs ne peut pas parvenir jusqu'à

l'endroit où on en a besoin.

La puissance maximale transmissible

V X Q / V 2

Par ailleurs, si l'on considère une charge variable purement active (Zch = Rch)

et que l'on examine l'évolution de la tension à ses bornes en fonction de la

puissance active qui lui est transmise à travers la ligne, on constate que lorsque

la charge augmente (c'est-à-dire lorsque Rch diminue), la puissance transmise

à la charge commence par augmenter, puis passe par un maximum, avant de

diminuer (cf. courbe ci-dessous) :

Il existe un point critique (correspondant à la tension critique Uc et à la puissance

maximale transmissible), au-deduquel il devient impossible de faire

transiter plus de puissance vers la charge.

On retrouve là une propriété bien connue :

il existe une valeur maximale de puissance active transmissible à une charge à

travers une ligne, à partir d'une source de tension constante.

191

©RTE 2004


Puissance maximale

transmissible à une charge

La puissance maximale transmissible à une charge

depuis une source à tension tenue est égale à :

U

1

2

P max = .

Z

cos

2 (1+cos(ß-))

Elle atteint sa valeur maximale pour = 0 et ß = 90° (Z = X) et vaut alors :

P max =

U 1

2

2 X

La puissance transmissible entre deux points à " tension

tenue " reliés par une réactance est égale à :

P =

U 1 U 2

X

sin

= angle de transport

Sa valeur maximale est atteinte pour = 90° et vaut :

P max = U 1 U 2 /X

On voit que, si l’on parvient à maintenir la tension constante aux

bornes de la charge, la puissance maximale transmissible est deux

fois plus grande que lorsque la tension est maintenue constante uniquement

aux bornes du groupe. D’où l’intérêt de disposer de nombreux

points à tensions tenues.

192

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

Pour une charge quelconque Z ch

, cette puissance maximale correspond à une

valeur de l'impédance de la charge telle que : Z ch

/ Z = 1 et s'exprime de la manière

suivante :

U

1

2

P max = .

Z

cos

2 (1+cos(-))

où :

U 1 est la tension tenue en un point du réseau,

Z est l'impédance de la ligne entre le point à tension tenue et la charge,

est le déphasage introduit par la charge,

(tg = 0 lorsque la charge est compensée exactement),

est le déphasage introduit par la ligne.

Cette expression de P max

montre, entre autres, que :

- plus la tension d'exploitation est haute (U1), plus la puissance maximale

transmissible est grande. D'où l'intérêt d'exploiter avec un plan de tension

le plus haut possible ;

- plus l’impédance du réseau est faible (Z), plus la puissance maximale

transmissible est grande. D'où l'intérêt d'avoir un réseau suffisamment dimensionné

et d'exploiter avec le maximum de lignes disponibles ;

- plus diminue, c'est-à-dire plus la compensation de la charge augmente

(grâce à l'adjonction de condensateurs), plus la puissance transmissible

croît. D'où l'intérêt de compenser au maximum (voire de surcompenser)

et au plus près des charges, la puissance réactive qu'elles

consomment.

A.1.3.3

COMPENSATION DE LA PUISSANCE RÉACTIVE

Régler la tension suppose donc, tout d'abord, de maîtriser les transits de puissance

réactive qui sont dus à deux causes :

- la consommation des charges : elle est caractérisée par la tangente des

récepteurs, très variable selon le type de charge, lui-même différent selon

le type de jour (ouvré ou non) et l’heure (tangente plus faible en

heures creuses qu’en heures pleines) ;

- les éléments du réseau (transformateurs, lignes et câbles) : les lignes peuvent

fournir ou absorber de la puissance réactive, selon que la puissance

transitée est inférieure ou supérieure à sa valeur caractéristique.

193

©RTE 2004


La stabilité en tension est dégradée

lorsque la tension d’exploitation baisse

ou lorsque les charges sont insuffisamment compensées.

Pour une tg donnée, la P max

transmissible augmente avec la

tension de la source.

Pour un niveau de tension donné, la P max

transmissible augmente

avec la compensation de la charge.

194

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

Comment exercer une compensation efficace du réactif pour maîtriser ces transits ?

Sur les réseaux de distribution

Comme la puissance réactive voyage mal, les problèmes de réactif doivent être

au maximum traités localement si l’on veut pouvoir les régler. Les interfaces

entre transport et distribution ne peuvent donc pas être négligées vis-à-vis de

cette question.

La meilleure compensation est à l'évidence celle qui est effectuée au niveau des

appareils d’utilisation eux-mêmes en incitant le client, par un tarif approprié, à

installer des condensateurs. Mais elle n'est pas toujours suffisante et doit donc

être complétée par une compensation effectuée directement sur les réseaux de

distribution. Celle-ci est réalisée à l'aide de condensateurs installés sur les

réseaux HTA et commandés, pour l'essentiel, de manière automatique par des

relais varmétriques. Pour obtenir une "bonne compensation", il est indispensable

de disposer de condensateurs en quantité suffisante, installés là où cela

est nécessaire et commandés de façon efficace par des relais varmétriques disponibles

et bien réglés. En cas contraire, il en résulte des problèmes de tenue

de la tension sur le réseau de distribution qui ont des conséquences néfastes

sur la sûreté du réseau de transport.

Sur les réseaux de transport

La compensation de la puissance réactive est également nécessaire à ce niveau.

Elle a pour but de compléter (si nécessaire) celle des réseaux de distribution et

de réaliser la compensation du réseau de transport.

Les alternateurs raccordés au réseau de transport peuvent fournir ou absorber

de la puissance réactive de façon très simple, en faisant varier leur courant

d’excitation. Ceci n’est bien sûr possible que dans les limites de réserve du

réactif permises par leur "diagramme de fonctionnement".

C’est pourquoi il faut que les moyens de production soient construits de façon

à disposer de réserves de réactif suffisantes. Il faut aussi que ces possibilités

soient réellement disponibles, et que les réserves réelles soient connues des

exploitants du Système ; dans le cas contraire, la sûreté du réseau est mise en

danger, puisque les exploitants risquent de compter sur des réserves qui en fait

n’existent pas.

195

©RTE 2004


196

©RTE 2004

Régler la tension suppose de maîtriser

les transits de puissance réactive


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

L’action des groupes peut se révéler insuffisante, du fait de leur localisation sur

le réseau (le réactif voyage mal !), de leur indisponibilité ou de leurs possibilités

limitées. Il est donc nécessaire de recourir à d’autres moyens de compensation

: condensateurs, réactances, voire compensateurs synchrones. Ici aussi,

il est primordial pour la sûreté que ces moyens soient installés là où il convient

et soient effectivement disponibles.

Compte tenu des caractéristiques très différentes des groupes de production et

des condensateurs, en matière de contribution au réglage de la tension et de

compensation du réactif, un usage pertinent de ces différents moyens s’impose.

Les groupes fournissent un réactif qui est mobilisable instantanément et

peut être régulé de façon très fine. De son côté, la manœuvre des gradins de

condensateur nécessite des délais et se fait en tout ou rien ; de plus, le réactif

fourni par un condensateur diminue quand sa tension baisse. Les condensateurs

sont un moyen utile, mais leur réactif n’est pas du tout comparable au

réactif "dynamique" des groupes de production.

En pratique, on privilégie la mobilisation des moyens de compensation statique

(condensateurs, réactances) afin de préserver une partie du réactif des

groupes pour les réglages fins et rapides et la réponse aux incidents.

A.1.3.4

RÉGLAGE DE LA TENSION DE RÉSEAU THT

Sur le réseau THT, le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par une

succession de trois niveaux de commande ayant des constantes de temps échelonnées

dans le temps et permettant de mobiliser les réserves réactives sur des

zones de plus en plus étendues.

Sur les réseaux de niveau de tension inférieur (90, 63 kV et HTA), le réglage de

la tension est assuré par les régleurs en charge automatiques installés sur les

transformateurs THT/HT et HTB/HTA.

197

©RTE 2004


Limites constructives de l’alternateur :

le diagramme P-Q aux bornes du stator

Pour une tension donnée aux bornes stator, le domaine de fonctionnement

possible de l’alternateur a l’allure suivante, exprimé dans les axes

puissance active-puissance réactive.

2

1

3

4

Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques :

1

2

3

4

limite liée à l’échauffement des zones d’extrémité du stator

(combinaison des flux stator et rotor),

limite d’intensité stator

(problème d’échauffement des circuits statoriques),

limite de courant rotor (problème d’échauffement des circuits

magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

limite de l’induction dans l’entrefer (échauffement des tôles du

circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

À chaque valeur de la tension stator correspond un diagramme différent.

198

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

Le réglage primaire automatique de tension

Les alternateurs sont les seules sources qui permettent d’avoir sur le réseau de

transport des points à tension régulée constante ; il faut pour cela qu’ils soient

équipés d’un régulateur primaire de tension. Ce dispositif automatique asservit

des grandeurs locales (le plus souvent la tension, plus exceptionnellement la

puissance réactive) à des valeurs de consigne, en agissant sur la tension d’excitation

de l’alternateur.

Cette action est quasiment instantanée et elle permet de répondre aux fluctuations

aléatoires de la charge, changements de topologie et incidents, du moins

tant que le groupe de production n’atteint pas ses limites de réactif. Il s’agit

ainsi du moyen le plus précieux qui existe en matière de réglage de tension.

Tout doit donc être fait pour que les groupes soient équipés de régulateurs primaires

bien réglés et pour que les possibilités de réactif des groupes soient

réellement disponibles et connues des opérateurs de conduite du Système.

Le réglage secondaire automatique de tension

Lorsqu’ils sont sollicités, les régulateurs primaires agissent instantanément et

trouvent automatiquement un nouveau point de fonctionnement de l’alternateur.

Si l’on n’agit pas sur les consignes des régulateurs, certains groupes risquent

de produire inutilement du réactif qui sera consommé par d’autres.

Par ailleurs, au-dede l’action locale des régulateurs primaires et de celle des

régleurs en charge, la maîtrise du plan de tension nécessite des actions plus

globales, au niveau régional, pour faire face aux variations de la charge et de la

topologie.

Cette coordination des actions est assurée sur le réseau THT français de façon

automatique par le réglage secondaire de tension (RST).

Son principe consiste à organiser le réseau en "zones" de réglage et à contrôler

le plan de tension séparément à l’intérieur de chaque zone en agissant de façon

automatique et coordonnée sur la puissance réactive de certains groupes de

production de la zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés "groupes

réglants".

L’action du RST consiste à réguler la tension d’un point particulier de la zone, le

"point pilote", qui est choisi de façon à ce que sa tension soit bien représentative

de celle de l’ensemble de la zone.

199

©RTE 2004


Mode de réalisation du RST

Le RST assure simultanément, dans chaque zone, la régulation du plan de

tension et la répartition de la puissance réactive entre les groupes réglants.

Le schéma d’asservissement comporte une boucle de régulation située

au dispatching régional (régulateur de zone) qui permet de modifier

automatiquement la consigne du régulateur primaire de tension des

groupes asservis.

Transmission de la tension du point pilote Vp

Jeu de barres

pilote

Consigne

Vc

Régulateur

de zone

Dispatching

régional

Niveau

N

Participation

Qr

X

Boucle

en

réactif

Consigne Uo

réactif produit par le groupe

Régulateur

primaire

de tension

Uex

tension stator U

Groupe i + 1

Groupe i + 2

Groupe de production i

Réseau

p

Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote)

Uex : tension d'excitation de l'alternateur

Vp : tension mesurée au point pilote

Uo : consigne du régulateur primaire de tension

200

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

Pour que ce dispositif soit efficace, il convient de disposer dans la zone de

groupes réglants capables de fournir une puissance réactive suffisante.

Il faut aussi qu’il soit possible de trouver des zones de réglage suffisamment

indépendantes. Comme l’évolution du système électrique a accentué les couplages

entre zones, ceci a conduit à développer un nouveau système, appelé

réglage secondaire coordonné de tension (RSCT), utilisé dans la région Ouest,

capable de tenir compte de ces interactions.

La bonne contribution du RST et du RSCT à la sûreté de fonctionnement du

Système demande bien sûr des actions appropriées des opérateurs : maintien

de la disponibilité et de la performance des régulateurs, mise à disposition de

liaisons de transmission fiables et performantes, respect des consignes d’exploitation.

Il faut aussi qu’un nombre suffisant de groupes participent aux

réglages primaire et secondaire.

Le réglage tertiaire de tension

Le réglage tertiaire de tension est manuel. Il s’agit de l’ensemble des actions

commandées par les opérateurs des dispatchings pour coordonner le plan de

tension entre les différentes zones de réglage secondaire.

Les régleurs en charge de transformateurs

Afin de maintenir le plan de tension sur les réseaux 90 kV et 63 kV (et en HTA),

les transformateurs THT/90-63 kV (et les transformateurs HTB/HTA) sont munis

de régleurs en charge automatiques. En modifiant le rapport de transformation

en fonction des variations de la tension au primaire, les régleurs permettent de

maintenir la tension autour de la valeur de consigne au secondaire. Les changements

de prise sont effectués avec une temporisation initiale (passage de la

première prise) de 30 secondes pour les transformateurs du réseau de transport

(1 minute pour les transformateurs HTB/HTA), puis de 10 secondes pour le

passage des prises suivantes.

Très utiles en situation normale, ces dispositifs risquent en situation d’incident

de contribuer aux écroulements en tension (cf. § suivant).

201

©RTE 2004


Illustration de l’action du RST

Considérons sur le réseau simplifié suivant que le groupe G2 en

pleine fourniture de réactif déclenche à t = t 0

Évolution des tensions si le RST est hors service :

Évolution des tensions si le RST est en service :

202

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.3 Le réglage de la tension

A.1.3.5 LE PROBLÈME DE L’ÉCROULEMENT DE TENSION

La marge qui sépare, à tout instant, le fonctionnement du Système de l’écroulement

en tension dépend beaucoup des conditions d’exploitation du réseau :

valeur de la tension, choix des prises des autotransformateurs et des transformateurs

principaux des groupes, évolution de la charge, topologie, points où la

tension peut être tenue par des groupes de production, déclenchements de

lignes, ... Elle peut se réduire soudainement en présence d’aléas, tels que le

déclenchement de groupes ou l’atteinte par les groupes de leurs limites de

réactif.

Les régleurs en charge des transformateurs risquent de favoriser les écroulements

de tension si des précautions ne sont pas prises. En effet, lorsqu’ils

détectent une tension basse du côté des charges, ils provoquent des changements

de prise jusqu’à retrouver la tension de consigne souhaitée. Ceci conduit

à augmenter les courants dans les lignes côté HTB et à accroître les chutes de

tension, en rapprochant toujours plus le point de fonctionnement du Système

du point critique caractérisant l’écroulement de tension. Dans ce cas, en France,

des dispositifs automatiques permettent de bloquer les régleurs en charge sur

la prise courante, voire de revenir à une prise plus haute. Le critère de blocage

est le franchissement d’un seuil minimal de tension sur un noeud électrique

représentatif de chaque zone du réseau.

203

©RTE 2004


204

©RTE 2004

La règle du N-k définit le niveau

de risque maximal accepté.


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.4 La règle du N-k

L'exploitant du Système doit faire en sorte, qu'à tout instant, le Système reste

viable après un aléa hypothétique sur la situation nominale conduisant à la

perte (1) de k ouvrages (cf. § 2.3). Vis-à-vis de ce type d’aléa, il peut néanmoins

tolérer un certain risque en fonction d'un arbitrage coût - sûreté.

La règle du N-k définit le niveau de risque maximal toléré, évalué par une

valeur de référence du produit "Probabilité de l’événement x Profondeur de

coupure" : plus la probabilité d’un événement est forte, plus la coupure admise

(en MW) est faible.

Cette valeur de référence partage le plan "conséquences - probabilité" en quatre

domaines distincts :

- la zone des risques acceptables (zone 4),

- la zone des risques inacceptables (zone 3),

- la zone des conséquences inacceptables (zone 2),

- la zone des risques pour laquelle l'exploitant du Système accepte de solliciter

le plan de défense (zone 1).

Si les conséquences potentielles d'un aléa sont inacceptables (zone 2) ou si le

risque encouru est supérieur au risque maximal toléré (zone 3), l'exploitant du

Système doit ramener la coupure prévisionnelle aux niveaux tolérés ou, si ce

n'est pas possible, la minimiser, en prévisionnel et en temps réel.

Pour cela, il peut mettre en œuvre des moyens entraînant des surcoûts d'exploitation.

Lorsque plusieurs solutions sont possibles, il doit chercher à minimiser

les conséquences des événements redoutés.

(1) : Il s’agit bien de la perte d’ouvrages ; les ouvrages consignés sont déjà déclarés

hors service dans l’état nominal du réseau.

205

©RTE 2004


La perte d’un groupe de production ne doit pas avoir

d’impact sur l’alimentation de la clientèle.

SNET - Centrale de Provence

206

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.4 La règle du N-k

Le tableau ci-après dresse une liste d'événements types à prendre en compte et

précise, pour chacun, les conséquences et les risques tolérés.

207

©RTE 2004


Des réserves de puissance active

doivent être pré-disposées

pour assurer l’équilibre offre-demande

et résoudre les congestions sur le RPT.

EDF - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux

208

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

A.1.5.1 LES RÉSERVES ET MARGES D’EXPLOITATION

A.1.5.1.1 Les besoins de réserves

Conformément au rôle qui lui est assigné par l’article 15 de la loi n° 2000-108, RTE

assure l'équilibre entre l’offre et la demande sur l’ensemble du système électrique

français et résout les éventuelles congestions du réseau public de transport, sur un

horizon allant de la préparation journalière en J-1 jusqu’au temps réel en J.

Chaque producteur gère la mobilisation des moyens nécessaires pour fournir la

consommation de ses clients, et certains aléas. RTE établit sa prévision de

consommation globale France et calcule les valeurs des réserves requises pour

couvrir les différents types d’aléas.

En temps réel, les réglages primaire, secondaire et tertiaire permettent de gérer

l’équilibre offre-demande, en utilisant des réserves ménagées à cet effet. RTE

évalue les réserves effectivement disponibles. Si celles-ci sont insuffisantes, RTE

procède à des ajustements sur les moyens de production.

A.1.5.1.2 Les aléas sur l’équilibre offre-demande

• Aléas sur la consommation

L'aléa météorologique (température, nébulosité) a une forte influence sur la

consommation : ainsi, en hiver ou inter-saison, un écart de température d'un

degré se traduit par une variation de la consommation pouvant atteindre 1 600

MW. De même, en été, lorsque la température est supérieure à 25 0 C, un degré

de plus génère une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW due au

fonctionnement des divers moyens de production de froid (ce phénomène

augmente chaque année avec le niveau d’équipement en appareils de

ventilation ou de climatisation).

Une autre perturbation sur la consommation est liée aux enclenchements ou

déconnexions de charges en début et fin de périodes tarifaires (heures

creuses, EJP, …).

• Aléas sur la production

Les moyens de production, comme tous les composants du Système, sont affectés

dans leur fonctionnement par un certain nombre d’événements fortuits et/ou de

limitations entraînant, en temps réel, l’indisponibilité fortuite d’un certain volume

de production.

209

©RTE 2004


Depuis le 1 er juin 1998,

la valeur recommandée par l’UCTE

est déterminée à partir de la courbe ci-dessous :

Cette courbe, de la forme :

Pr =

a L max

+ b 2 - b

est établie de manière empirique avec :

a = 10 et b = 150

P r

= Demi-bande de réglage secondaire recommandée en MW

L max

= Charge maximale prévue de la zone de réglage en MW

pour la période considérée

210

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

• Variations sur les échanges internationaux

L’augmentation sensible des échanges est accompagnée d’une concentration des

modifications des programmes d’échanges à certaines heures et des

"changementsde parallèle" de plusieurs milliers de MW entre la France et les autres

pays sont courants. Dans ces phases de transition, le réglage secondaire

fréquence-puissance est fortement sollicité.

A.1.5.1.3 Définition et dimensionnement des réserves et marges

Réserve primaire

Dans un réseau interconnecté, la réserve primaire est la somme des réserves

primaires des groupes en réglage primaire. La réserve primaire d’un groupe est

la marge de puissance allouée au réglage primaire de fréquence (cf. annexe A.1.2).

La règle UCTE prescrit pour la France une réserve primaire de 700 MW en

permanence (+ 150 MW si fréquence de référence à 49,99 Hz / - 150 MW si

fréquence de référence à 50,01 Hz).

Réserve secondaire

Pour un GRT ou plusieurs GRT appartenant à un même bloc de réglage, la réserve

secondaire est la somme des réserves secondaires des groupes asservis au réglage

secondaire fréquence-puissance.

La réserve secondaire (instantanée) d’un groupe correspond à la puissance (à la

hausse ou à la baisse) encore disponible sous l'action du RSFP à un moment donné,

compte tenu de la valeur du niveau N de RSFP à cet instant. Elle est égale à la

Participation au RSFP lorsque le niveau N de RSFP est égal à 0, hypothèse prise dans

les études prévisionnelles.

RTE détermine pour chaque point demi-horaire le besoin de réserve secondaire : valeur recommandée

par l’UCTE pour les périodes où le gradient de la demande (consommation

France + échanges internationaux) est faible (cf. page ci-contre) ou valeur

majorée pour les périodes où le gradient de la demande est fort, avec un minimum de

500 MW quel que soit le niveau de la demande.

Réserve tertiaire

La réserve tertiaire, à la hausse ou à la baisse, est la puissance mobilisable en moins

d’une demi-heure. Elle est constituée à partir des offres d'ajustement soumises sur le

mécanisme d’ajustement (cf. § 1.5.2 de cette annexe) qui ont un délai de mobilisation

compatible avec l'utilisation envisagée dans le cadre du fonctionnement

normal de ce mécanisme.

211

©RTE 2004


Elle comprend deux parties :

la réserve tertiaire rapide : réserve de puissance mobilisable en moins de 15

minutes, pour une durée garantie d’au moins une heure pour chaque activation

et au moins deux fois par jour.

D’une valeur minimale de 1 000 MW, la réserve tertiaire rapide a vocation à

compléter les contributions au service de réglage secondaire de la fréquence.

la réserve tertiaire complémentaire : réserve de puissance mobilisable dans

un délai compris entre 15 minutes et une demi-heure, pour une durée garantie

d'au moins six heures consécutives pour chaque activation et au moins

une fois par jour.

D’une valeur minimale de 500 MW, la réserve tertiaire complémentaire est destinée

à reconstituer la réserve tertiaire rapide.

Réserve différée

Puissance mobilisable dans un délai supérieur à une demi-heure et dont l'utilisation

est garantie pour une durée consécutive donnée. La réserve différée permet de

reconstituer chaque fois que cela est nécessaire le niveau de réserve tertiaire à la

hausse (ou à la baisse) voulu, donc le niveau de la marge d'exploitation.

Marge d’exploitation (ou Marge)

À l'instant t 0

, la marge d'exploitation pour une échéance donnée t 0

correspond à la différence entre :

+ d

- d'une part, l’offre (1) connue à l’instant t 0

comme devant être disponible à t 0

+ d

(à l’exception d'actions exceptionnelles ou de sauvegarde),

- d'autre part, la demande estimée à l’instant t 0

comme probable à t 0

+ d.

Pour une marge à la hausse (ou à la baisse), c'est la production maximale (ou la production

minimale) offerte qui sera prise en compte.

Des disponibilités de réserves convenues entre GRT à l’horizon t 0

+ d (réserves

"communes") peuvent aussi s’intégrer, le cas échéant, à la marge d’exploitation.

212

©RTE 2004

(1) : Par offre on entend pour l’essentiel la production disponible ou déclarée comme telle

par les responsables de programmation dans les programmes d'appel et la production

offerte dans le cadre du fonctionnement normal du mécanisme d'ajustement.


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

Liens entre réserves et marge d’exploitation : exprimée d'une autre façon, la

marge est la somme algébrique des réserves secondaire (ou plus précisément de

la participation au RSFP des groupes), tertiaire, différée, communes, qui

correspondent chacune à des caractéristiques particulières, et du "bouclage" (1) .

La marge d'exploitation courante correspond à la marge constatée à l'instant

courant t 0

. Elle est établie à partir des valeurs courantes connues à l'instant t 0

des

réserves et du bouclage et traduit le degré de sévérité de la situation vécue à t 0.

Marge 15 minutes

Il s'agit de la puissance mobilisable en moins de 15 minutes. Elle est constituée de

la réserve tertiaire rapide et de la réserve secondaire et doit permettre de compenser

la perte du plus gros groupe couplé (qui peut être d’environ 1 500 MW).

Quelles marges conserver ?

La marge requise est la marge jugée nécessaire pour respecter un niveau de risque

prédéfini de faire appel aux moyens permettant d’éviter une défaillance du système

électrique liée à l’équilibre production-demande. Elle est fonction du niveau de

production/demande, de la fiabilité estimée des moyens de production, de la

caractérisation des aléas de consommation, ...

Chaque jour, en J-1, RTE définit ce volume pour diverses échéances représentatives et

s’assure, en J-1 puis en temps réel, que la marge disponible à ces échéances reste

supérieure à la valeur requise. Il vérifie plus particulièrement que les offres présentes

sur le mécanisme d’ajustement permettent d’atteindre cet objectif.

Le risque admis

Les marges d’exploitation permettent de faire face aux aléas. Les fournisseurs ont la

responsabilité de constituer les marges leur permettant de se couvrir contre les risques

associés à leurs engagements contractuels. Les textes règlementaires ne fixant pas le

niveau de risque minimal pour lequel les acteurs doivent se couvrir, ces derniers

déterminent eux-mêmes ce niveau.

RTE, compte tenu de son expérience dans ce domaine, définit le niveau de risque qu’il

lui paraît pertinent de couvrir pour l’ensemble du système électrique français. Ce

niveau est défini et valable pour les différents horizons temporels. Les règles

(1) : Le bouclage est un indicateur caractérisant le déséquilibre entre la production programmée

(en fait la somme des consignes de puissance active transmises aux producteurs

par RTE) et la demande (consommation + échanges).

213

©RTE 2004


actuelles sont telles que la probabilité de faire appel à des moyens exceptionnels

et actions de sauvegarde (interruption de contrat, délestage de clientèle, montée

à P max

pour les groupes, ...) soit inférieure à :

- 1 % à la pointe du matin,

- 4 % à la pointe du soir.

Ordres de grandeur

À risque constant, la marge nécessaire évolue en fonction de l’horizon temporel

considéré : à des échéances rapprochées, la marge requise diminue en volume

puisque les risques d’aléas décroissent et que l’avenir est de plus en plus

déterministe ; a contrario, aux échéances plus lointaines, le volume augmente

puisque l’incertitude sur les aléas s’accroît. L’accroissement du volume n’est

cependant pas une fonction linéaire puisque doivent rentrer en ligne de compte

les moyens qui peuvent être rendus disponibles d’ici à l’échéance du temps réel.

L’objectif, tel qu’il est d’usage dans les règles d’exploitation du Système, est de

disposer en temps réel d’une marge de 2 300 MW à échéance 2 heures et

d’environ 1 500 MW à 15 minutes.

Marge d'exploitation en régime dégradé

La marge d'exploitation constituée ne permet pas, par définition, de faire face à

n'importe quel aléa. Si elle se révèle insuffisante à l'approche de l'échéance sans

qu'il soit possible de la reconstituer par les actions usuelles, il convient alors

d'utiliser les moyens prévus pour la conduite en régime dégradé.

En particulier, lorsque la marge à 2 heures ou celle à 15 minutes ne peut pas être

respectée, un message "Alerte situation critique pour marge insuffisante" est

activé par le CNES à destination des producteurs (cf. par ailleurs en A.1.5.2 le §

"Insuffisance des offres d’ajustement").

214

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

A.1.5.2 LE MÉCANISME D'AJUSTEMENT

Pourquoi un mécanisme d’ajustement ?

Comme indiqué précédemment, RTE doit disposer, en préparation journalière et en

temps réel, des marges lui permettant d’assurer l’équilibre offre-demande global

France et la résolution des congestions sur le RPT.

RTE incite les acteurs du marché à offrir les moyens disponibles pour constituer ces

marges. À cette fin, après une large concertation avec les différents acteurs concernés,

RTE a mis en place le 31 mars 2003 un mécanisme d'ajustement (MA) qui permet de

mutualiser les moyens disponibles.

Ce dispositif fonctionne par soumission des offres des acteurs d’ajustement. Tout

acteur qui le souhaite peut participer au mécanisme sous réserve qu’il respecte les

règles validées par la Commission de Régulation de l’Énergie.

Les acteurs soumettent leurs offres d’ajustements. RTE fait appel à ces offres selon

les besoins d’ajustement, en fonction des conditions associées (prix, conditions

d’utilisation des offres et contraintes techniques) et en tenant compte des

conditions d'exploitation du Système. Les offres activées sont rénumérées au prix

d’offre.

Représentant un volume physique brut (hausse et baisse) de l'ordre de 15 TWh

annuels, le mécanisme d'ajustement offre ainsi un intérêt mutuel à chaque acteur :

- pour les différents offreurs, valoriser leurs capacités d'effacement ou leurs

souplesses de production à la hausse comme à la baisse, tout en fixant tous

les paramètres de l'offre (prix, période, conditions),

- pour RTE, assurer en permanence la sûreté du Système et faire émerger un prix de

référence pour le règlement des écarts.

Qu’est-ce qu’une offre d’ajustement ?

Chaque acteur transmet à RTE, en J-1 avant 16 h, un programme de production

(programme d'appel ou PA) ou une référence de consommation et soumet, pour

chacune de ses entités d'ajustement qu'il souhaite proposer, une offre définie par les

paramètres suivants :

- sens d'ajustement (hausse/baisse),

- période sur laquelle porte l’offre,

- prix éventuellement différent sur des plages horaires définies a priori,

- conditions d'utilisation.

Pour les producteurs, le volume de l’offre est implicite : il correspond respectivement à

P max

- PA pour l’offre à la hausse, PA - P min

pour l’offre à la baisse.

215

©RTE 2004


216

©RTE 2004

Pour les consommateurs, l’offre correspond au volume d’effacement ou de surconsommation

possible par rapport à la consommation prévue.

Pour les autres acteurs, le volume de l’offre -à la hausse ou à la baisse- est exprimé de

manière explicite.

Soumission des offres d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement fonctionne en continu (24h/24) pour la transmission

des offres à RTE (nouvelles offres, modification ou suppression d'offres soumises

précédemment) et de manière séquencée pour la prise en compte des offres, sur

la base de guichets répartis sur la journée J. Chaque clôture de guichet est suivie

d’une période de neutralisation s'appliquant aux redéclarations d’offres. Sur

cette période, une offre ne peut être :

- activée par RTE,

- retirée ou modifiée par l’offreur.

Chaque acteur d’ajustement s'engage à ne pas proposer l'énergie mise à disposition

par les différentes offres à un autre acteur et RTE s'engage à prendre en compte et à

respecter toutes les conditions d'utilisation déclarées de ces offres.

Mobilisation des offres d’ajustement

RTE mobilise les offres, en J-1 ou en temps réel, pour l’une au moins des causes

suivantes :

• P = C, pour rétablir l'équilibre offre demande global France ;

• Réseau, pour résoudre une congestion sur le réseau national, sur le réseau

régional ou sur une interconnexion internationale ;

• Services Système, pour reconstituer les minima requis en réserve primaire et

secondaire ;

• Marge, pour restaurer la marge d’exploitation au niveau requis pour les

diverses échéances futures.


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

Le programme d'appel modifié par les demandes d'ajustement de RTE, tant en J-1

qu'en temps réel, et éventuellement par des redéclarations des acteurs, devient

le programme de marche.

L'ajustement est, quantitativement, la différence entre les deux puissances

(programme de marche PM et d’appel PA).

Insuffisance d’offres d’ajustement

La disponibilité d’un volume suffisant d’offres à la hausse et à la baisse pour le respect

des niveaux de marges requis et la résolution des congestions réseau est vérifiée par

le CNES et les URSE en J-1 et en temps réel.

En cas d’insuffisance d’offres, RTE alerte les acteurs d’ajustement selon des modalités

décrites dans les règles dédiées (tous les acteurs pour les marges, certains pour les

congestions réseau) :

217

©RTE 2004


- échéance supérieure à 8 heures : message d’alerte sur le MA, par lequel RTE

sollicite des offres complémentaires ;

- échéance inférieure à 8 h : message "Notification de passage (du MA) en

fonctionnement dégradé", éventuellement précédé ou suivi de l’envoi -via le

SAS- de l’ordre de sauvegarde "Alerte situation critique pour marge

insuffisante" en cas de non respect du niveau de marge à la hausse requis

à une échéance donnée (8 h, 2 h, 15 min). RTE peut alors mobiliser, au

delà d’éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles.

218

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

A.1.6.1 NÉCESSITÉ DE PLANS DE PROTECTION

A.1.6.1.1 Origine et nature des défauts

Les ouvrages de transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent être

affectés au cours de leur fonctionnement d’un certain nombre de défauts d’isolement.

On classe habituellement les causes de défauts en deux catégories :

origine externe et origine interne.

Dans le premier cas, il s'agit des causes naturelles ou accidentelles indépendantes

du réseau. On distingue deux grands types de causes externes :

• les perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, …), qui

sont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes ;

• les causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étrangers

(branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues,

engins de terrassement, …), pollution.

Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau luimême.

Les causes internes sont principalement les avaries de matériels

(lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs, ...)

engendrées par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants, et

les manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaine

ou matérielle.

Un défaut a pour conséquence, dans la très grande majorité des cas, l'apparition

d'un courant de court-circuit qui doit être éliminé par la mise hors tension de

l'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents composants

du réseau constituent, vis-à-vis de la clientèle, la principale cause d'interruption

de fourniture d'énergie électrique.

Quelle qu’en soit la cause, un défaut peut être de deux natures différentes

: il est dit fugitif si, après un isolement de courte durée, l’ouvrage

concerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'isolateurs

dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent

lorsqu’il s’accompagne d’une avarie (ou d’une présomption d’avarie) de matériel

nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise en

service de l’ouvrage.

Les ouvrages de transport subissent de l’ordre de 10 000 à 12 000 courts-circuits

par an, dus très majoritairement aux conditions météorologiques : environ

60 % pour la foudre et un peu plus de 20 % pour le givre, la neige collante,

la pluie, le vent, la pollution saline, …). Les avaries de matériels interviennent à

hauteur de 2 %, le reste étant dû à des causes diverses (contacts avec la végé-

219

©RTE 2004


RTE - Vue intérieure d’un bâtiment de relayage 400 kV

Les systèmes de protection sont regroupés

dans des bâtiments de relayage

situés à proximité des installations HTB.

220

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

tation et les animaux, incidents dont l’origine est chez les utilisateurs, actes de

malveillance, aléas de cause inconnue).

Au dedes causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 km

d’ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l’ordre de 2-3 en

400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 15-20 en 63 kV.

A.1.6.1.2 Courants de court-circuit

Les courants de court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonctionnement

du Système. Ils provoquent en effet :

- des chutes de tension (creux de tension) sur le réseau, dont l’amplitude et la

durée sont fonction de la forme -monophasée ou polyphasée- des défauts,

de leur emplacement, ainsi que des temps d’élimination ;

- des contraintes d’échauffement et des efforts électrodynamiques au niveau

des matériels qui peuvent avoir des effets destructeurs si les limites de

tenue du matériel sont dépassées ;

- des contraintes dynamiques (en particulier, d’accélération) au niveau

des groupes de production.

Vis-à-vis de ces différentes contraintes, la durée des défauts est déterminante

et les temps d’élimination doivent être parfaitement maîtrisés.

A.1.6.1.3 Élimination des défauts

Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, il faut mettre l'ouvrage

concerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au reste

du réseau. Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenchement

des appareils HTB concernés sont assurées par des dispositifs particuliers :

les protections contre les défauts.

La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûreté

du Système.

On attend des protections un fonctionnement sûr (pas de défaillance ni d’intempestif),

sélectif (déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'élimination

du défaut) et rapide (pour minimiser les contraintes sur le matériel

et préserver la stabilité des groupes de production).

221

©RTE 2004


Comme indiqué sur le schéma ci-dessus, les ouvertures sont limitées

aux deux disjoncteurs de la ligne en défaut : l’élimination est dite "sélective".

L'ensemble des protections d'un réseau constitue un "système de protection".

Les systèmes de protection se déclinent en différents paliers techniques : Plan

75, Plan 83, Plan 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas de défaillance

d'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; ce

secours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement des

protections, …), soit à distance par les protections des autres ouvrages du

réseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité,

…) suivant la nature du réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux de

répartition, ...

Exemple d’élimination en secours : cas d’un secours éloigné ;

on notera la perte de sélectivité avec ce type de secours.

Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexe

que celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligne

d'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

En 400 kV, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour ne

pas compromettre la stabilité des groupes. Le système de protection fait appel à

des protections électroniques ou numériques associées à des asservissements

entre postes (accélération de stade, par exemple). Les temps limites d'élimination

des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs

compris (50 ms), sont de l'ordre de :

- défauts lignes : 70 à 110 ms,

- défauts barres : 140 ms pour les postes ouverts, 100 ms pour les postes blindés.

- défauts avec défaillance d'un disjoncteur : 190 à 270 ms.

222

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

En 225 kV, les équipements de protections électromécaniques tendent à disparaître

au profit de l'électronique dans le cadre des programmes de renouvellement,

que cela soit au titre des contraintes de stabilité (postes proches des

groupes) ou au titre de la vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes

(téléactions, ...), nécessaires dans le cas des postes proches, tend à se développer

pour les autres installations (prise en compte de contraintes de qualité de

fourniture). Les temps maximaux d’élimination des courts-circuits triphasés

francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (70 ms), sont de

l’ordre de :

- défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms en

général pour les autres postes (< 250 ms si téléactions),

- défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", de 600 à 800 ms pour

les autres.

En HTB1, les systèmes de protection font encore largement appel à l’électromécanique

; les programmes de renouvellement conduisent à leur remplacement

par des matériels de nouvelle technologie au titre de la qualité de fourniture

ou au titre de la vétusté. En zone sensible, des asservissements entre

postes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d’élimination sont du

même ordre de grandeur que ceux adoptés en 225 kV pour les "postes non

proches".

A.1.6.2 PROTECTION DES LIAISONS DU RÉSEAU

DE TRANSPORT CONTRE LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT

Compte tenu des schémas d’exploitation des réseaux de transport à haute et

très haute tension, on ne peut se contenter d’utiliser de simples relais d’intensité,

tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le maillage du réseau impose

un système de protection plus sophistiqué pour tenir compte des différents

apports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant :

223

©RTE 2004


Toutes les protections détectent et localisent le défaut :

- les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l’ouvrage qu’elles protègent

et n’ordonnent pas immédiatement le déclenchement ;

- les PXB localisent le défaut sur l’ouvrage qu’elles protègent et ordonnent

l’ouverture des extrémités de la ligne B.

Pour les lignes du réseau de transport, le système de protection répond à la

triple exigence de sûreté de fonctionnement, sélectivité et rapidité. Cela suppose

la redondance matérielle, voire la complémentarité fonctionnelle, des

équipements utilisés au niveau de chaque départ (critère de sûreté de fonctionnement)

et, selon le besoin, la mise en œuvre d'un système d'échange d'informations

entre les protections des deux extrémités de l'ouvrage (critères de

rapidité et de sélectivité) ; on parle, dans ce dernier cas, de téléprotection.

On distingue deux grands types de protections :

• les protections utilisant des critères locaux élaborés à partir de la mesure

des courants et / ou tensions au niveau de chaque départ : ce sont les

protections de distance qui permettent de situer l'emplacement du

défaut par mesure de l'impédance à partir des réducteurs de mesure du

départ, qui déterminent l’emplacement des défauts et délivrent en

conséquence ordres de déclenchement et téléactions ;

• les protections utilisant comme critère la comparaison de grandeurs

électriques aux extrémités de l'ouvrage : les deux principales sont les

protections différentielles de ligne (différence de courant) et les protections

à comparaison de phases (écart de phase tension/courant).

A.1.6.2.1 Principe d'une protection de distance.

Avantages et inconvénients

Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous : d’une part,

pour les défauts entre phases et, d’autre part, pour les défauts phase-terre.

224

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

La localisation du défaut est réalisée au niveau de la protection par deux

mesures de distance : la première couvre généralement 80 % de la longueur de

la ligne, la seconde 120 %.

- La première, compte tenu des erreurs propres de mesure et des imprécisions

de la connaissance des caractéristiques de l'ouvrage, permet d'identifier

le défaut de façon sûre sur l'ouvrage et de procéder au déclenchement

immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1 er stade".

- La seconde permet de couvrir le reste de l'ouvrage, mais a une portée qui va

au-dedes barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, les

départs qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour être

sélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éliminés

par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et éliminé

en "2 ème stade".

Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder

(dans l’autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes).

stade - Départ

• Avantages : Cette protection détecte les défauts au-dede l'ouvrage concerné

et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secours

pour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défauts

lignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protection).

On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".

• Inconvénients : Elle est en revanche relativement lente en 2 ème stade. Cet

inconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d’information

entre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; on

parle alors d'accélération de stade.

De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint ses

limites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recours

au mode d'asservissement particulier dit à verrouillage.

225

©RTE 2004


A.1.6.2.2 Principe des protections différentielle et à comparaison de phase -

Avantages et inconvénients

La protection différentielle de ligne (schéma de gauche) calcule l’écart entre les

valeurs de courant mesurées aux deux extrémités de la ligne et le compare à un

seuil prédéfini. En cas de dépassement, il y a déclenchement.

La protection à comparaison de phase (schéma de droite) fonctionne sur le

même principe mais la détection porte sur l’écart de phase entre tension et courant

aux deux extrémités de la ligne.

• Avantages : Outre leur insensibilité aux courants de transit, ces protections pré

sentent l'avantage d'une meilleure sélection de la (ou des) phase(s) en défaut, en

particulier sur les files de lignes à deux circuits (cas de défauts affectant simultanément

les deux circuits). De plus, la protection différentielle permet une protection

efficace des lignes comportant des piquages.

• Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts extérieurs

et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être associées

obligatoirement à une protection de distance.

Par ailleurs, elles nécessitent des circuits de transmission spécifiques à hautes

performances, notamment en terme de disponibilité (qui peuvent eux-mêmes

constituer un mode commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résulte

limite son emploi au réseau 400 kV et aux liaisons souterraines.

A.1.6.2.3 Limites d'emploi de ces protections

Le domaine d'action des protections de distance, des protections différentielles

ou à comparaison de phase est limité à l'élimination des défauts peu résistants

(résistance de défaut inférieure à 30 ). Pour l'élimination des défauts résistants,

on utilise des protections spécifiques dont le principe est la mesure de la

puissance homopolaire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes,

ce qui est admissible car ce type de défauts est moins contraignant.

226

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

A.1.6.2.4 Types d'équipements et performances

pour les différents niveaux de tension

Le tableau ci-dessous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsi

que les performances moyennes (temps de fonctionnement des disjoncteurs

compris).

Il indique le mode de redondance retenu de façon à assurer la sûreté de fonctionnement.

La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée,

mais est prévue de façon systématique.

A.1.6.3 PROTECTION DES BANCS DE TRANSFORMATION

Schématiquement, un banc de transformation THT/HT comporte :

• le transformateur lui-même et ses équipements associés :

- le changeur de prise en charge (CPEC),

- le transformateur de point neutre (TPN), permettant de recréer un point

neutre HT en cas de couplage étoile-triangle,

- la réactance de mise à la terre (RPN) du point neutre THT ou du point neutre HT,

227

©RTE 2004


- le transformateur de services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliaires

du poste. Il est raccordé, soit au tertiaire du transformateur, soit au secondaire

du TPN (transformateur étoile-triangle),

la liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et le

transformateur,

la liaison secondaire, comprise entre le secondaire du transformateur

et les réducteurs de mesure installés côté HT.

Schéma banc de transformation

La protection du banc de transformation fait l’objet de dispositions spécifiques

coordonnées avec la protection des lignes et des jeux de barres des postes. Elle

se décompose selon les trois sous-ensembles suivants.

228

©RTE 2004

A.1.6.3.1 Protection du transformateur et des équipements associés

La protection du transformateur est assurée selon les principes suivants :

- protection Büchholz, qui est destinée à éliminer les défauts dans le transformateur

en détectant les mouvements d'huile ou la présence de gaz,

consécutifs à un amorçage interne,

- protection masse cuve, qui complète la précédente et détecte un amorçage

interne ou externe entre un élément sous tension et la cuve du transformateur

par mesure du courant circulant dans la mise à la terre de la

cuve (ce qui impose que la cuve soit isolée du sol par des cales isolantes).

La protection des équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par des

équipements séparés du même type que ceux qui protègent le transformateur :

protection Büchholz, protection masse cuve ou relais de courant de neutre

selon les cas.


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

A.1.6.3.2 Protection de la liaison primaire

La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas de

protection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tant

que défauts barres.

A.1.6.3.3 Protection de la liaison secondaire

Quel que soit le plan, les protections associées à la liaison secondaire assurent

plusieurs fonctions :

- protection principale de la liaison secondaire,

- protection en secours de la liaison secondaire,

- protection de secours côté THT (élimination de l'apport du transformateur

à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement du transformateur

en secours de la protection principale de barres THT ou pour un

défaut THT mal éliminé,

- protection de secours côté HT (destinée à éliminer l'apport du transformateur

à un défaut HT),

- protection de débouclage HT (action sur le disjoncteur de couplage HT).

A.1.6.3.4 Performances des protections des transformateurs

Le tableau ci-dessous rappelle, pour les différents plans, les performances des

différentes protections de barres utilisées sur les transformateurs (temps de

fonctionnement en millisecondes, ouverture du disjoncteur comprise) :

229

©RTE 2004


A.1.6.3.5 Reprise de service

Afin de faciliter l'analyse préalable à la reprise de service après déclenchement

d'un transformateur, les informations relatives aux causes de déclenchement

ont été classées selon trois niveaux :

• Défaut certain : le défaut est sur le banc de transformation et toute tentative

de remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement par

Büchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle de liaison secondaire

(ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximum

d'intensité courant tertiaire.

• Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc de transformation

et l’on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise sous

tension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçage

d'un éclateur de borne) ou par protection de secours THT.

• Défaut extérieur : le défaut est externe au banc de transformation et il est

normal de tenter une remise sous tension du transformateur. Il s'agit d'un

déclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défaillance disjoncteur, protection

de secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN.

A.1.6.4 PROTECTION DES JEUX DE BARRES

DES POSTES DU RÉSEAU DE TRANSPORT

On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'intérieur

de la zone délimitée par les transformateurs de mesure de courant qui

équipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres".

Outre leur incidence sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrement

contraignants pour la stabilité des réseaux en THT, et pour la qualité de l'alimentation

de la clientèle sur les réseaux de répartition THT et HT. Aussi, des systèmes

de protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiser

le tronçon de barres en défaut et procéder à sa mise hors tension. Leurs performances

sont adaptées selon les rôles de chaque réseau : interconnexion,

répartition, ...

De façon générale, le système utilisé pour l'élimination des défauts barres sur

les réseaux THT est constitué :

• d'une protection différentielle de barres, réalisant l'élimination du

défaut par ouverture locale, au poste concerné, des couplages et tronçonnements

délimitant le tronçon de barres en défaut et des disjoncteurs des

départs aiguillés sur ce tronçon de barres ;

230

©RTE 2004


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

• d'une protection de débouclage de barres, intervenant en secours et réalisant

la séparation du tronçon de barres en défaut par rapport au reste du

poste (débouclage des barres), complétée par le fonctionnement en deuxième

stade naturel des protections de distance des départs encadrant le tronçon

de barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale du défaut.

Le principe de fonctionnement de ces systèmes est présenté ci-après.

A.1.6.4.1 Protection différentielle de barres

La protection différentielle de barres réalise la somme des courants sur les différents

tronçons de barres du poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle,

il y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale des disjoncteurs

des départs alimentant le tronçon de barres en défaut ainsi que des

disjoncteurs de couplage ou de tronçonnement l’encadrant. Cette fonction est

réalisée par un équipement unique centralisé, indépendant des protections des

départs.

Schéma de principe de la protection différentielle de barres

En cas de défaut barres, la protection différentielle ne fait déclencher que les

disjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection différentielle

de barres doit donc connaître le schéma électrique du poste. Elle utilise

pour cela les positions des sectionneurs d’aiguillage des différents départs.

A.1.6.4.2 Protection de débouclage de barres

L’élimination du défaut est réalisée en deux étapes :

1) ouverture, dans le poste en défaut, du disjoncteur de couplage pour

"déboucler" les barres et isoler ainsi la barre en défaut du reste du poste ;

2) ouverture, dans les postes encadrants, des départs alimentant toujours

le défaut.

231

©RTE 2004


232

©RTE 2004

RTE - Nouveau palier de contrôle-commande numérique

des postes transport (ELECTRE)


A

Annexe 1 - Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.6 Les plans de protection

A.1.6.4.3 Protection de supervision

La protection de supervision est une protection de débouclage de barres particulière,

utilisant, pour assurer la fonction débouclage, une protection différentielle

simplifiée prenant en compte uniquement la somme des courants traversant

les départs indépendamment de leurs aiguillages.

Cette protection, utilisée uniquement en 400 kV pour la protection de secours

des postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapide qu'une protection

de débouclage classique.

A.1.6.4.4 Mise en œuvre et performances

Le tableau ci-dessous rappelle les performances des protections de barres utilisées

sur les différents niveaux de tension (temps d'ouverture du disjoncteur compris

: 50 ms en 400 kV et 50 à 80 ms en 225 kV). Les protections principales sont

notées "Pp" et les protections de secours "Ps".

À noter, le cas particulier des postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui,

en principe, sont équipés d’une protection différentielle de barres quel que

soit leur niveau de tension.

233

©RTE 2004


234

©RTE 2004

RTE - Travaux héliportés sur une ligne THT


AA2

Annexe 2

Les politiques de de RTE

A.2.1 La politique "Sûreté du système électrique"

A.2.2 La politique "Qualité"

235

©RTE 2004


236

©RTE 2004

Renault - Usine de Flins


A

Annexe 2 - Les politiques de RTE

Au bénéfice de l’ensemble des acteurs, la direction de RTE définit et s’engage à

mettre en œuvre des politiques, dont deux concourent particulièrement à la sûreté

du Système :

la politique "Sûreté du système électrique",

la politique "Qualité".

Ces politiques sont reproduites ci-après, dans leur version en cours d’application.

A.2.1 LA POLITIQUE "SÛRETÉ DU SYSTÊME ÉLECTRIQUE"

(version signée par le Directeur de RTE le 27 novembre 2003)

La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique est au cœur des

responsabilités confiées à RTE. Elle se définit comme l’aptitude à :

• Assurer le fonctionnement normal du système électrique,

• Limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents,

• Limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.

La maîtrise de la sûreté s'inscrit dans un contexte en évolution constante et

marqué par :

• le maillage et la complexité du système électrique : RTE, responsable de la sûreté

en toutes circonstances, doit assurer une forte coordination de tous les acteurs

producteurs, distributeurs et consommateurs en France, pour prévenir et maîtriser

les grands incidents ;

• un grand nombre d'acteurs, dans un marché ouvert : le souci conjugué de la performance

économique de tous et de la sûreté requiert, outre un cadre réglementaire

adapté, la contractualisation des contributions ;

la multiplication des transactions internationales et laduction de la lisibilité

des échanges physiques liée au développement des marchés infrajournaliers

: un haut niveau de coordination entre RTE et les GRT étrangers est indispensable

pour éviter la propagation d’incidents de grande ampleur.

La sûreté repose sur la défense en profondeur, dont la mise en œuvre implique les

domaines matériel (structure du système électrique et performances de ses composants)

et organisationnel (assurance de la qualité, management du facteur

humain, formation, référentiel d'exploitation, retour d'expérience).

Les actions de RTE s'articulent autour des thèmes majeurs suivants :

237

©RTE 2004


A

Annexe 2 - Les politiques de RTE

UN RÉFÉRENTIEL SÛRETÉ CONNU ET APPLIQUÉ

- révisé et complété régulièrement pour tenir compte des évolutions techniques,

contractuelles et institutionnelles, il fait l’objet de retours d'expérience

organisés de façon systématique pour s'assurer de son application et de

son efficience ;

- décliné ou transposé par les Unités ;

- porté dans les animations de métiers ;

- appliqué par des exploitants formés en centralisé et en Unité ;

DES CONTRATS SOCLES DES RELATIONS AVEC LES ACTEURS EXTERNES

CONTRIBUTIFS A LA SÛRETÉ

- conclus en intégrant les besoins du système électrique pour la sûreté et en

précisant les engagements de chaque partie et leurs modalités de contrôle ;

- suivis pour s'assurer du respect des engagements ;

DES RETOURS D’EXPÉRIENCE, DES CONTRÔLES DES PERFORMANCES, DES AUDITS SÛRETÉ

- actions fondamentales de la boucle d’amélioration des processus qui portent

la sûreté ;

DES BILANS ANNUELS DE SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

- jalon permettant d’avoir aux niveaux national et régional une vision d’ensemble

de toutes les composantes de la sûreté et de communiquer tant en

interne qu’à l’externe sur le niveau de sûreté atteint.

Le Directeur de RTE s'engage à mettre en œuvre cette politique pour développer

la culture de sûreté et maintenir le niveau de sûreté du système électrique

français.

A.2.2 LA POLITIQUE "QUALITÉ"

(version signée par le Directeur de RTE le 24 février 2004)

238

©RTE 2004

Le marché européen de l’électricité est en rapide évolution. Les attentes des

utilisateurs du Réseau Public de Transport français, clients de RTE, sont devenues

très fortes.

RTE a défini son projet pour l’avenir. Il a la volonté d’apporter à tous ses clients les

services qu’ils attendent, dans le respect des obligations réciproques. Il vise à leur

garantir un accès sûr et économique au réseau, dans des conditions de transparence,

de confidentialité et de non-discrimination.


A

Annexe 2 - Les politiques de RTE

RTE ambitionne d’être reconnu par les acteurs du marché de l’électricité comme

le Gestionnaire de Réseau de Transport de référence en Europe pour sa capacité

à satisfaire les attentes de ses clients et pour l’efficacité de sa gestion technique

et économique.

Cette démarche de progrès ambitieuse, intégrant toutes les obligations contractuelles,

réglementaires et légales, placée dans un contexte deduction des

coûts, se fonde sur trois axes complémentaires :

la volonté première de satisfaire nos clients par le respect de nos engagements,

l’écoute active de leurs attentes et l’amélioration de la qualité des services

que nous leur offrons,

• l’optimisation de la performance de notre patrimoine que constitue le réseau

de transport, en tenant compte des exigences environnementales,

la mobilisation au quotidien de chaque acteur de RTE, car la qualité est

l’affaire de tous.

La qualité concrète de nos prestations, perçue et vérifiée au quotidien, est une

priorité pour RTE et un gage de notre réussite. Notre volonté est que 85 % de nos

clients expriment leur satisfaction dans les trois prochaines années et que 20 %

d’entre eux se montrent même très satisfaits.

La réussite de cette ambition et l’atteinte des objectifs qui la déclinent, s’appuient

sur un pilotage de tous les processus et filières métiers concernés qui soit efficace,

fondé sur une analyse des risques et des enjeux et porteur d’amélioration

continue.

RTE place son Système de Management de la Qualité, de la Sécurité et de

l’Environnement sous le regard externe en maintenant, pour l’ensemble de ses

activités et implantations, la certification selon la norme internationale ISO 9001 :

2000.

Le Directeur de RTE et les membres de l’équipe de Direction organisent l’amélioration

de l’efficacité du Système de Management de la Qualité, de la Sécurité, et

de l’Environnement. Le chef de la Mission Qualité - Sécurité - Environnement,

garant de son architecture, en assure l’animation.

La réussite de cette démarche repose sur l’implication de tout le management et

la mobilisation au quotidien de tout le personnel de RTE.

La bonne application de la politique qualité est vérifiée au travers du suivi d’un

certain nombre d’indicateurs de performances, comme par exemple : le taux de

satisfaction des clients, le nombre d’ESS (sûreté de fonctionnement), le temps de

coupure équivalent, le coût du kilowattheure transporté, …

239

©RTE 2004


Ligne 2 x 400 kV reliant Albertville (France) à Rondissone (Italie)

L’interconnexion internationale au profit de tous :

des secours entre réseaux voisins,

• une mutualisation de la réserve primaire

de fréquence.

240

©RTE 2004


AA3

Annexe 3

Les associations internationales

de Gestionnaires de Réseaux

de Transport

A.3.1 Historique

A.3.2 ETSO

(European Transmission

System Operators)

A.3.3 UCTE

(Union pour la Coordination

du Transport d’Électricité)

241

©RTE 2004


Les zones synchrones

du système électrique européen

242

©RTE 2004

La Danemark est membre associé de l'UCTE.

Le Maghreb est interconnecté en synchrone avec la zone UCTE 1.

L’ Albanie est interconnectée en synchrone avec la zone UCTE 2.


A

Annexe 3 - Les associations internationales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

A.3.1 HISTORIQUE

L’interconnexion des grands réseaux électriques en Europe s’est développée

depuis l’après-guerre jusqu’à nos jours sous l’égide de l’UCPTE (Union pour la

Coordination de la Production et du Transport de l’Électricité).

Ce développement s’est réalisé pour profiter des avantages de l’interconnexion :

- utilisation plus efficace de l’énergie primaire grâce aux possibilités de transport

international qui permettent de jouer sur la complémentarité des parcs

de production ;

- économies d’investissement et d’exploitation grâce à la possibilité de secours

mutuels qui permet une réduction de la puissance de réserve pour

chaque partenaire ;

- augmentation de la sûreté de fonctionnement des différents systèmes interconnectés.

Il s’est accompli dans un esprit de coopération entre compagnies d’électricité

verticalement intégrées, c’est-à-dire ayant à la fois des activités de production,

de transport et de distribution.

La Directive européenne 96/92/EC a bouleversé le paysage du secteur électrique

en :

- imposant aux entreprises intégrées une séparation de leurs activités de production,

de transport et de distribution,

- donnant à certains consommateurs la possibilité de choisir leur fournisseur

où qu’il se trouve en Europe.

Ces dispositions ont mis l’électricité au rang de bien de consommation banalisé,

négociable comme tout autre produit, et les entreprises qui exerçaient leurs

activités dans des monopoles légaux ou naturels doivent désormais évoluer

dans un marché concurrentiel à l’échelle européenne.

De nouveaux acteurs sont apparus sur ce marché, de grands groupes de services,

des traders, des bourses, qui en ont modifié les règles et qui ont créé de

nouvelles exigences vis-à-vis de la gestion du système électrique. Parmi ces

nouveaux acteurs, sont apparus les Gestionnaires des Réseaux de Transport

(GRT), qui doivent :

- veiller en permanence à l’équilibre entre l’offre et la demande et gérer les

flux sur le réseau de transport pour assurer la sûreté du système électrique ;

- exploiter, maintenir et développer ce réseau ;

243

©RTE 2004


Pays membres de l’ETSO

A : Autriche

B : Belgique

CH : Suisse

CZ : Rép. tchéque

D : Allemagne

DK : Danemark

E : Espagne

F : France

GB : Grande

Bretagne

GR : Grèce

H : Hongrie

I : Italie

IRL : Rép.

d’Irlande

L : Luxembourg

N : Norvège

NL : Pays-Bas

P : Portugal

PL : Pologne

SK : Slovaquie

SLO : Slovénie

244

©RTE 2004


A

Annexe 3 - Les associations internationales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

- garantir à tous les acteurs du marché un accès non discriminatoire à ce

réseau.

On attend d’eux également qu’ils contribuent fortement à créer les conditions

d’un marché fluide et compétitif.

Ce bouleversement a eu les conséquences suivantes :

- l’UCPTE s’est transformée en UCTE (Union pour la Coordination du Transport

de l’Électricité) ;

- une nouvelle association s’est créée en juillet 1999, ETSO (European Transmission

System Operators), pour constituer une force de proposition vis-à-vis de

la Commission Européenne et du Conseil Européen des Régulateurs.

L’UCTE, qui est désormais une association de gestionnaires de réseaux de

transport, s’est recentrée sur les aspects techniques du fonctionnement interconnecté

des réseaux, ainsi que sur l’extension du système synchrone.

L’ETSO travaille sur les mécanismes susceptibles de créer un marché unique

européen de l’électricité.

A.3.2 ETSO (EUROPEAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS)

Les gestionnaires de réseaux de transport, conscients de la nécessité d’harmoniser

les règles d’accès aux réseaux au niveau européen, se sont regroupés en

1999 pour constituer une force de proposition vis-à-vis de la Commission

Européenne et du Conseil Européen des Régulateurs.

Les premiers travaux de cette association ont porté sur :

- un mécanisme de compensation pour les transits internationaux,

- la gestion des congestions sur les lignes d’interconnexion,

- les échanges de données nécessaires à la sûreté du système électrique.

A.3.2.1

Le mécanisme de compensation

Il repose sur le fait que les transits internationaux génèrent des coûts (pertes

sur le réseau, amortissement des investissements réalisés pour interconnecter

les réseaux, exploitation et maintenance) et qu’il faut fournir les signaux économiques

adéquats aux acteurs du marché.

245

©RTE 2004


Pays membres de l’UCTE

A

B

BG

BiH

CH

CZ

D

E

: Autriche

: Belgique

: Bulgarie

: Bosnie

Herzégovine

: Suisse

: Rép. tchéque

: Allemagne

: Espagne

F : France

FYROM : Macédoine

GR : Grèce

H : Hongrie

HR : Croatie

I : Italie

L : Luxembourg

NL : Pays-Bas

P : Portugal

PL

RO

SCG

SK

SLO

: Pologne

: Roumanie

: Serbie et

Monténégro

: Slovaquie

: Slovénie

246

©RTE 2004

Membre associé : DK : Danemark


A

Annexe 3 - Les associations internationales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

La solution qui a été mise en application en mars 2002 repose sur les principes

suivants :

- un mécanisme indépendant de la distance (et du nombre de frontières inter-

GRT traversées) qui sépare le point d’injection du point de soutirage,

- un mécanisme compatible avec les tarifications nationales,

- une rémunération des GRT fondée sur les flux physiques mesurés ex-post,

qui donne lieu à une compensation entre GRT.

A.3.2.2

La gestion des congestions

ETSO a étudié les différents mécanismes et a conclu qu’il n’existait pas de solution

universelle, chaque solution devant être adaptée aux structures de marché

des pays concernés. Toutefois, les solutions doivent reposer sur des mécanismes

de marché ou la mise aux enchères des capacités de transport.

Les GRT mettent en œuvre des solutions de manière bilatérale ou multilatérale

adaptées aux liaisons qui les concernent.

A.3.2.3

Les échanges de données

L’augmentation prévisible du nombre d’échanges internationaux rend d’autant

plus difficile la maîtrise de la sûreté du système européen. Le besoin d’échanger

des données devient vital pour prévoir et calculer les flux physiques générés

par les échanges commerciaux.

A.3.3 UCTE (UNION POUR LA COORDINATION DU TRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ)

Les grands domaines d’activité de l’UCTE sont :

- l’élaboration des règles communes pour le fonctionnement du réseau interconnecté

européen en vue de sa pleine disponibilité pour le marché,

- l’analyse prospective des grands équilibres offre-demande d’électricité au niveau

européen dans le cadre de la sécurité d’approvisionnement.

Le corps des règles communes est en cours de refonte dans un manuel d’exploitation

("Operational Handbook"), qui sera la base d’un contrat multilatéral

entre tous les GRT membres de l’UCTE et qui portera essentiellement sur :

- le réglage fréquence-puissance,

- la programmation des échanges et la mise en œuvre du rattrapage des

écarts involontaires,

247

©RTE 2004


248

©RTE 2002

RTE - Station de conversion courant alternatifcourant

continu de Mandarins

(extrémité côté français de l’Interconnexion

France-Angleterre (IFA) 2 000 MW)


A

Annexe 3 - Les associations internationnales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

- la sécurité d’exploitation,

- la préparation de l’exploitation,

- les procédures en cas de situation très tendue,

- la déontologie pour les échanges de données entre GRT,

- la formation.

L’UCTE doit faire face à de nouveaux défis :

- contribuer à la création d’un marché unique, qui impose de renforcer les

interconnexions entre pays ;

- reconnecter les deux zones UCTE, séparées suite à la guerre en ex-Yougoslavie ;

- donner des réponses aux demandes d’interconnexion en synchrone au système

UCTE.

En ce qui concerne les demandes d’interconnexion, les dossiers suivants sont

à l’étude :

- connexion de l’ensemble Libye, Égypte, Jordanie, Liban, Syrie au bloc du

Maghreb,

- connexion de la Turquie,

- connexion du bloc des Républiques indépendantes de l’Est.

249

©RTE 2004


250

©RTE 2004

Barrage de Puylaurent


A4

Annexe 4

Les grands incidents

à travers le monde

A.4.1 Introduction

A.4.2 France : incident du 19 décembre 1978

A.4.3 France : incident du 12 janvier 1987

A.4.4 Québec : incident du 18 avril 1988

A.4.5 Italie : incident du 24 août 1994

A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l’été 1996

A.4.7 Les grandes pannes de l'année 2003

251

©RTE 2004


252

©RTE 2004

EDF - CPT de Cordemais


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

A.4.1 INTRODUCTION

La sûreté de fonctionnement des systèmes électriques constitue un enjeu permanent.

En dépit des lignes de défense existant au niveau des différents systèmes

électriques, ceux-ci ne sont pas à l’abri d’incidents généralisés, conduisant

à des délestages de clientèle de grande ampleur.

L’incident ayant affecté le système français le 19 décembre 1978, où 75 % de la

consommation nationale furent perdus, est encore dans les mémoires. Cet incident,

certes ancien, est le plus grave qu’ait connu EDF depuis la fin de la période

de pénurie de l’après-guerre.

Moins d’une décennie plus tard, l’incident du 12 janvier 1987, initié par les

déclenchements successifs des groupes de production de Cordemais, près de

Nantes, où l’alimentation de l’Ouest de la France fut interrompue, est venu rappeler

les exploitants des systèmes électriques à la vigilance.

Depuis, plusieurs autres incidents généralisés se sont produits de par le monde

et ont privé d’électricité des millions de clients. On peut notamment citer les

grandes pannes ayant touché le Québec en 1998, la moitié sud de l’Italie en

1994, l’ouest des États-Unis en 1996 et, plus récemment, les incidents qui ont

affecté en 2003 l’est des États-Unis et du Canada d’une part, le sud de la Suisse

et toute l’Italie d’autre part.

Ces événements nous rappellent comment des anomalies plus ou moins importantes

du système de défense peuvent se conjuguer pour compromettre

gravement la sûreté du Système, en raison des quatre phénomènes décrits au

§ 2.3 et souvent de leur combinaison :

- cascade de surcharges,

- écroulement de tension,

- écroulement de fréquence,

- rupture de synchronisme.

L’analyse du déroulement de quelques-uns de ces grands incidents permet

d’illustrer ces phénomènes et de mieux comprendre leur origine.

Bien que les systèmes de défense et les dispositions prises par les diverses

compagnies différent, l’examen détaillé de ces incidents et de la succession des

événements ayant conduit à l’écroulement total ou partiel du réseau, est généralement

riche d’enseignements sur les dysfonctionnements qui ont pu s’opérer

sur les lignes de défense mises en place, ainsi que sur les améliorations

qu’il convient d’apporter.

253

©RTE 2004


Partie du réseau français encore sous tension

le 19 décembre 1978 à 8 h 26

immédiatement après le premier effondrement

Évolution de la tension sur le réseau 400 kV

de l’ouest de la France

lors de l’incident du 12 janvier 1987

254

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

A.4.2 FRANCE : INCIDENT DU 19 DÉCEMBRE 1978 (CASCADE DE SURCHARGES ET

ÉCROULEMENT DE LA MAJEURE PARTIE DU RÉSEAU)

Par temps froid et couvert, la montée de charge s’avère ce jour-là plus rapide et

plus importante que prévue (38 500 MW appelés). Le parc de production disponible

est utilisé au maximum de ses possibilités (active et réactive) et plus de

3 500 MW sont importés des pays voisins, principalement d’Allemagne.

L’accroissement de la charge augmente les transits, déjà élevés, de l’Est vers la

région parisienne et les tensions s’avèrent, de ce fait, très basses dans une grande

partie du réseau (région parisienne, Ouest).

À partir de 8 heures, des surcharges sont constatées sur le réseau et, à 8h06, une

alarme "surcharge 20 minutes" apparaît sur la ligne 400 kV Bézaumont-Creney

dans l’est de la France. Malgré diverses manœuvres sur la topologie du réseau,

cette surcharge ne peut être réduite et la ligne déclenche sous l’action de sa protection

à 8h26.

Sur le report de charge, trois lignes 225 kV déclenchent par surcharge. Puis les

quatre groupes de Revin s'effacent (du fait de leur protection de surintensité).

Une interconnexion 400 kV avec la Belgique déclenche alors et la tension baisse

encore. Le déclenchement (mal expliqué) d'une nouvelle interconnexion 400 kV

avec la Belgique s'accompagne d'une chute de tension supplémentaire et de la

perte de stabilité d'une grande partie du réseau. Dans la phase suivante, s'enchevêtrent

ouvertures de lignes et déclenchements de groupes (du fait notamment

de leurs protections à minimum de tension et à minimum de fréquence).

Des sous-réseaux isolés se forment, où le bilan production-consommation ne

peut être rétabli (délestages insuffisants, pertes de groupes).

75 % de la consommation sont perdus, même si le Sud-Est de la France et des

bandes voisines des frontières Nord et Est restent sous tension. De nombreux

groupes n'ont pas réussi leur îlotage.

Une première reprise trop rapide conduit à un nouvel écroulement du réseau à

9h08. Une reprise plus prudente, s'appuyant sur les groupes hydrauliques et

l'étranger, permet une reconstitution quasi totale du réseau vers 12 heures. Pour

la clientèle, les coupures auront duré entre 30 minutes et 10 heures.

Cet incident, résultant d'une gestion tendue du réseau (transits élevés et tensions

basses dans certaines zones) et d'une cascade de surcharges, a clairement montré

que le plan de défense de l’époque a été débordé : les délestages ont été

insuffisants, les déclenchements de groupes sont apparus trop tôt sur des critères

de minimum de tension et le découpage du réseau a été mal réussi. La

reprise de service également n'a pas été satisfaisante.

De nombreuses actions ont été entreprises, suite à cet incident, afin d'améliorer

ces divers éléments.

255

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

A.4.3 FRANCE : INCIDENT DU 12 JANVIER 1987

256

©RTE 2004

(EFFONDREMENT DE TENSION ET COUPURES DANS L’OUEST)

Même si la journée du 12 janvier est particulièrement froide (l’"alerte grand froid"

a été déclenchée depuis le vendredi précédent), les groupes de production disponibles

sont tous démarrés et permettent d'assurer une marge de production

satisfaisante (5 900 MW) et une tension normale dans l'Ouest (405 kV à

Cordemais).

C'est alors qu'en moins d'une heure, de 10h55 à 11h42, les groupes 1, 2 et 3 de

Cordemais tombent en panne pour des causes indépendantes (défaillance d'un

capteur, explosion d'un pôle du coupleur électrique, arrêt à la suite d'un incendie).

Le dernier groupe disponible, qui est suffisant pour maintenir la tension de

la zone, déclenche par suite d’un réglage inadapté de la protection de courant

rotor maximum et de la perturbation créée par la perte du groupe n° 3.

La perte de la production de Cordemais entraîne, dans la zone, une baisse brusque

de la tension, qui atteint 380 kV. Celle-ci se stabilise environ 30 secondes, mais les

régleurs des transformateurs 225 kV/HT et HTB/HTA, en tentant de rétablir une

tension normale, provoquent une remontée de la consommation et la tension

recommence à baisser rapidement. En quelques minutes, neuf groupes thermiques

proches de la zone déclenchent successivement, engendrant une perte

de puissance de 9 000 MW et entretenant le mouvement de baisse de la tension.

Des ordres de délestage sont alors envoyés et, à 11h50, la tension se stabilise,

mais à un niveau très bas dans l'Ouest, inférieur à 300 kV (cf. page 158 le plan de

tension sur le réseau 400 kV au moment le plus critique). Devant cette situation

très précaire, qui met en danger le réseau national, le dispatching décide de

délester 1 500 MW sur la Bretagne et la région d'Angers, ramenant la tension du

réseau à son niveau normal.

À partir de 12 heures, la situation étant bien maîtrisée, la remise sous tension du

réseau délesté peut être entreprise. Elle sera longue, du fait de la difficulté à

recoupler un nombre suffisant de groupes proches de la Bretagne et de la

Normandie, qui ne se sont pas îlotés lors de l'incident. La réalimentation complète

de ces régions ne s'opérera que dans la nuit, lorsque deux, puis trois

groupes, fonctionneront à Cordemais. Au moment le plus grave, les coupures

auront atteint une puissance de l'ordre de 8 000 MW.

La principale cause de cet incident peut être attribuée à un manque de qualité du

réglage de certains composants du Système, en particulier des régulateurs de

tension et protections associées des groupes de production. Les fonctions correspondantes

sont désormais traitées sous assurance qualité. L'automatisation

de certaines actions (blocage des régleurs), laduction du temps d'exécution

des délestages (par le biais du télédélestage) sont également apparues indispensables

suite à cet incident.


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

A.4.4

QUÉBEC : INCIDENT DU 18 AVRIL 1988 - INDISPONIBILITÉ DU TÉLÉDÉLESTAGE ET

ÉCROULEMENT COMPLET DU RÉSEAU

Toute la journée du 18 avril 1988, une forte tempête s'abat sur la côte nord du

Québec. Le soir, vers 20h10, une série de courts-circuits, dus à la neige et au

verglas recouvrant les isolateurs, se produit au poste 735 kV d'Arnaud, occasionnant

la séparation de la centrale de Churchill-Falls du réseau d'Hydro-

Québec. La puissance appelée par le réseau est à ce moment de 18 500 MW

(auxquels il faut ajouter 2 600 MW d’exportation vers les réseaux voisins) et la

puissance produite par Churchill-Falls de 3 800 MW.

Les automatismes de sécurité destinés à provoquer des délestages de charge ne

fonctionnent pas. Dans les secondes qui suivent le début de l'incident, la ligne

Chamouchuane-Saguenay déclenche. D'autres groupes déclenchent à leur tour

et l'ensemble du réseau s'effondre comme un château de cartes.

La reprise de charge durera au total plus de 8 heures.

QUÉBEC : 18/4/1988

257

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

Le lendemain matin, à 8h30, un défaut similaire se produit, privant une nouvelle

fois le réseau de la production de Churchill-Falls. Heureusement, l'automatisme

de télédélestage a été réparé pendant la nuit et fonctionne cette fois

correctement, évitant un nouvel écroulement du réseau. S'il a fallu pratiquer un

délestage cyclique de la clientèle de 600 MW pendant cinq heures, celui-ci a

permis de circonscrire l'événement.

Le système électrique québécois est certes très différent du système français.

Cet incident met néanmoins en évidence le rôle déterminant joué par les actions

de délestage de la clientèle pour limiter l'étendue des incidents majeurs. Ces

actions permettent de compléter l'action fondamentale du réglage primaire de

fréquence installé sur les groupes de production, dont l'objet est deduire le

déséquilibre entre consommation et production, et d'éviter l'écroulement de la

fréquence (et du réseau). Dans de pareils cas, couper très rapidement quelques

clients peut éviter de les perdre tous et faciliter la réalimentation de ceux que

l'incident initial avait mis hors tension.

Un incident relativement similaire s'est produit en Égypte le 24 avril 1994 où

l'action beaucoup plus faible que prévu du délestage fréquencemétrique a entraîné

l'écroulement complet du réseau.

A.4.5 ITALIE : INCIDENT DE 24 AOÛT 1994

SÉPARATION DU RÉSEAU ET ÉCROULEMENT AU SUD

L'incident du 24 août 1994, à 11h28, en Italie du Sud s'est produit dans une situation

d'exploitation dégradée au cours de laquelle les exploitants avaient décidé de

ne pas respecter le "N-1" du fait de conditions externes considérées comme propices

: période estivale, météorologie favorable.

Les liaisons reliant l'Italie du Sud à l'Italie du Nord (sud de Rome) étaient constituées

(cf. carte) :

- d'une ligne 400 kV Latina - Garigliano,

- d'une ligne 400 kV Valmontone - Presenzano,

- d'une ligne 400 kV Villanova - Foggia,

- et d'une ligne 225 kV Popoli - Capriati.

Côté production :

- Ies trois groupes de la centrale de Brindisi Nord (d’une puissance unitaire de

300 MW) étaient limités à 220 MW chacun pour des problèmes de température

d'eau de refroidissement. La centrale de Brindisi Sud (quatre groupes de

600 MW) n'était pas autorisée à fonctionner ;

258

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

- pour les mêmes raisons, la centrale de Rossano (quatre groupes de 300 MW)

était limitée à 170 MW par groupe.

Dans la nuit du 23 au 24 août 1994, un transformateur de courant de la ligne à 400

kV Latina - Garigliano a explosé à Latina, endommageant les disjoncteurs d'autres

lignes 400 kV, notamment ceux des départs vers Valmontone et Rome Ouest. La

ligne Rome Sud - Latina était consignée pour travaux.

Dans la journée du 24 août, à 11h28, un incendie sous la ligne Valmontone -

Presenzano a entraîné le déclenchement de cet ouvrage. De fortes oscillations

entre le Nord et le Sud de l'Italie ont été constatées. Les lignes 400 kV Villanova -

Foggia et 225 kV Popoli - Capriati ont alors déclenché, vraisemblablement par

surcharge ou par perte de synchronisme, entraînant la constitution d'un réseau

séparé déficitaire de l'Italie du Sud.

La variation de fréquence à l'intérieur de ce réseau a été de l'ordre de 2 Hz par

seconde, voire plus importante, ce qui a vraisemblablement rendu inopérante

une partie des relais de délestage par dérivée de fréquence et conduit à la perte

de toute la production sur ce réseau.

Cet incident a provoqué la coupure de près de 4 500 MW de clientèle pendant

une durée de 2h à 2h30.

ITALIE : 24/08/94

ITALIE

Villanova

Popoli

Roma/O

Roma/S

Latina

Garigliano

Presenzano

Brindisi/S

Brindisi/N

Valmontone Capriati Foggia

Rossano

259

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

Même si le réseau italien est moins maillé que le réseau français, les conditions

d'exploitation auxquelles étaient confrontés nos collègues transalpins ne sont

pas très différentes de celles rencontrées à certaines périodes sur le réseau

français à proximité de la Méditerranée. Elles mettent notamment en évidence

l'importance de la règle du "N-1".

A.4.6 ÉTATS-UNIS : LES GRANDES PANNES DE L’ÉTÉ 1996

Trois incidents majeurs ont affecté le réseau ouest américain à l'été 1996, provoquant

sa dislocation partielle et la coupure de millions de clients.

Tout commence le 2 juillet, en début d'après-midi, par un défaut monophasé

-amorçage avec un arbre- sur l'une des trois lignes 345 kV qui évacuent la centrale

de Jim Bridger dans le Wyoming (2 000 MW répartis sur quatre groupes)

vers l'État de l'ldaho (cf. carte). Cet incident se produit alors que les températures

sont très élevées dans l'Ouest des États-Unis et que les charges et les transits

entre différents États sont, de ce fait, très importants.

Lors de la séquence d'élimination du défaut, une deuxième ligne d'évacuation de

la centrale déclenche du fait d'un mauvais fonctionnement de protection. Pour

éviter la surcharge de la dernière ligne restante, un automate efface 1 000 MW de

production de la centrale. Ceci provoque instantanément une forte chute de tension

dans l'Idaho et amorce une chute de tension plus lente avec des oscillations

sur la Pacific Inertie, constituée par l'ensemble des lignes d'interconnexion 500

kV à courant alternatif et continu, qui relient le Nord-Ouest (Washington-Oregon)

au Sud-Ouest (Californie).

Vingt-quatre secondes plus tard, la ligne longue Mill Creek-Antelope déclenche

par surcharge à cause d'un mauvais réglage de sa protection de distance, et provoque,

en quelques secondes, une chute de tension au niveau de l'Orégon.

Dès lors, l'incident se généralise et une suite de déclenchements en cascade

conduit à la formation de cinq réseaux séparés. Trente-cinq secondes après le

défaut initial, deux millions de clients, représentant 12 GW de puissance, se trouvent

privés d'électricité.

Le 3 juillet, cet incident se répète de la même façon, mais reste confiné à la région

de Boise, grâce à du délestage commandé par le dispatching.

Le 10 août, un incident de type similaire se reproduit, coupant 7,5 millions de

clients pour une puissance de l'ordre de 30 GW.

Plusieurs facteurs sont à l'origine de ces incidents :

- une exploitation du Système aux limites,

- une maintenance défaillante (élagage, protections),

- un mauvais comportement des groupes sur les régimes transitoires,

260

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

- un échange d'informations insuffisant entre les partenaires au niveau prévisionnel,

- une mauvaise qualité des réglages de certaines protections.

Un rapport a été remis au président des États-Unis, définissant cinq axes de progrès

assortis de plans d'action :

- assurer la responsabilité de tous les secteurs ;

- mettre l’accent sur la sûreté Système ;

- améliorer l’information sur la fiabilité du système électrique ;

- étendre la portée des analyses ;

- renforcer le professionnalisme des acteurs.

Ces incidents ont en revanche montré que le découpage des réseaux était une

mesure efficace pour éviter un effondrement complet du système et faciliter la

reprise de service.

ÉTATS-UNIS : été 1996

261

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

A.4.7 LES GRANDES PANNES DE L’ANNÉE 2003

Plusieurs incidents survenus en 2003 ont mis au premier plan les enjeux de

sécurité d'approvisionnement et de sûreté des systèmes électriques.

Concernant le premier enjeu, les délestages tournants touchant l'Italie le 26 juin

2003, confirmant la crise californienne survenue en 2000-2001, montrent comment

des défaillances émergent inéluctablement lorsque les capacités de production

et de transport ne sont plus en adéquation avec les consommations à alimenter.

Pour sa part, l'enjeu de maîtrise de la sûreté de fonctionnement est illustré par

les deux pannes spectaculaires présentées ci-après.

A.4.7.1 L'INCIDENT AMÉRICAIN (ÉTATS-UNIS ET CANADA)

DU 14 AOÛT 2003

Cette panne a affecté l'Eastern Interconnection (une des quatre zones synchrones

des Etats-Unis) et une partie du Canada. Le réseau concerné s'étend du

Dakota à la côte Est. Son organisation est complexe. Supervisé par Midwest

ISO, il est entrecoupé de réseaux couverts par PJM ; un rapport évoque un

"réseau en gruyère".

La situation avant l'incident est réputée saine bien que les tensions soient

basses sur le réseau de First Energy, tout en restant supérieures aux valeurs

minimales admises (0,92 pu). La consommation est élevée (climatisation), mais

les exploitants ont maîtrisé des situations plus contraignantes les jours précédents.

Cependant, plusieurs centres de conduite connaissent des défaillances

de systèmes d'information, qui entraveront l'appréciation des risques encourus

et la réaction des exploitants.

A 14h02 la ligne 345 kV Stuart - Atlanta déclenche (feu de broussailles sous les

conducteurs). Ce fait, peu important en lui-même, va perturber un estimateur

d'état en cours de réactivation.

De 15h05 à 15h41, trois lignes 345 kV reliant le nord et l'est de l'Ohio déclenchent

après amorçages avec la végétation. Les forts reports de charges et l'affaiblissement

du plan de tension provoquent des déclenchements de lignes et

de groupes de production qui, à partir de 16h10, se succèdent à intervalles de

quelques secondes. Une boucle de transit se crée depuis la Pennsylvanie vers

l'État de New York, puis l'Ontario et le Michigan, pour contourner les liaisons

manquantes.

Le réseau de l'Eastern Interconnexion se coupe selon une ligne est-ouest. Le

sud va rester indemne, mais le nord, isolé, subit de nouvelles séparations et

s’effondre totalement à 16h13, à l'exception de quelques îlots où le comportement

des groupes de production et les délestages ont sauvé la situation.

262

©RTE 2004


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

La reprise de service est difficile ; 19 heures après l'incident, 20 % de la consommation

reste à réalimenter. Il faudra deux jours pour réalimenter certaines parties

des États-Unis, suite en particulier à des problèmes de redémarrage de

groupes de production.

Au total, l'incident a affecté 50 millions de personnes et conduit à la perte d'environ

62 000 MW de consommation dans sept états américains et l'Ontario.

La commission d'investigation a attribué l'effondrement à la conjonction :

- d’une appréciation insuffisante de l'état de dégradation du réseau à First Energy ;

- d’une application de critères inadaptés aux risques d’écroulement du système

de First Energy ;

- d’un manque de maîtrise des besoins d'élagage à First Energy ;

- de la défaillance des organismes chargés de la sûreté du réseau interconnecté

à établir un diagnostic en temps réel.

A.4.7.2 L'INCIDENT SUISSE - ITALIE DU 28 SEPTEMBRE 2003

Vers 3h du matin, l'Italie est fortement importatrice, les capacités d'échange

avec la Suisse et le reste de l'Europe sont saturées. La ligne suisse 380 kV

Mettlen - Lavorgo est chargée à 86 %. Selon les études de sûreté effectuées par

l'opérateur ETRANS, la perte de cette ligne demanderait des actions curatives

sous 15 minutes, certaines à mener par le gestionnaire de réseau italien GRTN.

A 3h01, la ligne amorce avec la végétation et déclenche ; le réenclenchement

s'avère impossible, du fait d'un angle de transport (42°) trop important. Par report

de charge, une autre ligne suisse passe en surcharge et au bout de 24 minutes

entre en contact avec un arbre et déclenche.

L'incident s'emballe alors, avec, en quelques secondes, le déclenchement d'une

nouvelle ligne suisse par surcharge et la déconnexion automatique de la liaison

Lienz - Soverzene reliant Suisse et Autriche. L'Italie perd le synchronisme et se

sépare du reste du réseau européen par action des protections de distance

équipant les lignes transfrontalières : au vu des tensions basses et des courants

élevés, les impédances mesurées correspondent aux critères de déclenchement.

En Italie, la fréquence chute instantanément à 49,1 Hz et la tension s'effondre.

Des installations de production raccordées aux réseaux de distribution, puis 21

des 50 groupes principaux raccordés au réseau de transport déclenchent. Le

délestage fréquencemétrique ne sauve pas la situation ; 2mn30s après la séparation,

l'Italie est totalement hors tension.

263

©RTE 2004


264

©RTE 2004

Europe vue du ciel pendant le black-out italien

du 28 septembre 2003


A

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

Sur le reste du réseau UCTE, la fréquence augmente, mais se stabilise à 50,2 Hz

par action des réglages automatiques primaire et secondaire de fréquence.

Malgré quelques déclenchements de groupes, l'incident est circonscrit grâce à

la réaction majoritairement correcte des différents composants et acteurs du

système électrique.

La reconnexion progressive de l’Italie avec ses voisins de 4h05 à 12h45 permet

la reprise progressive des importations et la reconstitution du réseau, de 6h à

16h. La réalimentation de certaines zones du Sud demandera une vingtaine

d'heures.

Globalement, l'effondrement a affecté 57 millions de personnes, avec coupure

de 28 000 MW pendant plusieurs heures.

A.4.7.3 LES ENSEIGNEMENTS DE CES INCIDENTS 2003

Le retour d’expérience sur ces nouveaux incidents conduit à dégager les points

sensibles suivants :

- la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que le GRT est en charge

des infrastructures de transport (cas de la France) ou non (cas de l’Italie actuellement

et des États-Unis) ;

- la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, en particulier dans

les situations les plus extrêmes où ses ordres doivent être exécutés sans discussion

ni retard ;

- le caractère indispensable de l’indépendance des GRT par rapport aux autres

acteurs du marché ;

- l'exigence d'un référentiel de sûreté adapté, dans ses différentes dimensions : directives,

lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant au

GRT comme aux autres acteurs (producteurs, distributeurs, consommateurs, traders,

…) ;

- l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les producteurs,

distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect de dispositions de

sûreté depuis le stade du raccordement au réseau jusqu'à celui de la conduite,

en précisant clairement les engagements de chaque partie et les modalités

de contrôle de ces engagements ;

- enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux différentes

échelles de temps concernées.

265

©RTE 2004


Lexique

ACR Agence de Conduite Régionale

(EDF-Gaz de France Distribution)

ARTERE Architecture du Réseau de

Télécommunication du

Réseau Électrique

ASN Animateur du Synoptique National

ASR Analyse de Sécurité du

Réseau

ATS Animateur du Tableau Synoptique

CIGRÉ Comité International des

Grands Réseaux Électriques

CNES Centre National d’Exploitation

du Système (RTE)

CNPE Centre Nucléaire de

Production d’Électricité

CNR Compagnie Nationale du Rhône

CNREX Commission Nationale du

Retour d’Expérience

CPT Centre de Production

Thermique

CRE Commission de Régulation

de l’Énergie

CURTE Comité des Utilisateurs du

Réseau de Transport

DESE Département Exploitation du

Système Électrique (RTE)

DN Dispatching National

DR Dispatching Régional

EDF Électricité de France

ELD Entreprise Locale de Distribution

ESS Événements Système Significatifs

ETSO European Transmission System

Operators

GRT Gestionnaire de Réseau de

Transport

HT (1) Haute Tension

(remplacé par HTB1)

HTA Haute Tension < 50 kV

HTB Haute Tension > 50 kV

HTB1 : 63 & 90 kV (ex HT)

HTB2 : 225 kV

HTB3 : 400 kV

IMAP Intensité Maximale Admissible

en Permanence

MA Mécanisme d’Ajustement

MT Moyenne Tension

(remplacé par HTA)

PCG

PEXI

PHV

PSEM

REX

RPT

RSCT

RSFP

RST

RTE

SAS

SEE

SENE

SENP

SEO

SERAA

SESE

SESO

SFS

SIRC

SMQ

SNC

STEP

TAC

THT (1)

UCTE

URSE

USE

Pupitre de Commandes Groupées

Pupitre d’EXploitation Informatisé

Poste Hydraulique de Vallées

Poste Sous Enveloppe

Métallique

Retour d’EXpérience

Réseau Public de Transport

Réglage Secondaire

Coordonné de Tension

Réglage Secondaire

Fréquence-Puissance

Réglage Secondaire de Tension

Réseau de Transport d’Électricité

Système d’Alerte et de

Sauvegarde

Système Électrique Est (RTE)

Système Électrique Nord-Est

(RTE)

Système Électrique Normandie-

Paris (RTE)

Système Électrique Ouest (RTE)

Système Électrique Rhône

Alpes Auvergne (RTE)

Système Électrique Sud-Est (RTE)

Système Électrique Sud-Ouest

(RTE)

Sûreté de Fonctionnement

du Système

Système Informatique

Régional de Conduite

Système de Management

de la Qualité

Système National de Conduite

Station de Transfert d’Énergie

par Pompage

Turbine À Combustion

Trés Haute Tension

(remplacé par HTB2 et HTB3)

Union pour la Coordination du

Transport d’Électricité

Unités Régionales du

Système Électrique (RTE)

Unités du Système

Électrique (RTE)

(1) : Les sigles HT et THT sont encore utilisés pour désigner respectivement les réseaux 63 & 90 kV d’une part,

225 & 400 kV d’autre part.

266

©RTE 2004


Index

Mots définis ou expliqués

Actions de sauvegarde : p. 49

Aléas : p. 27 - 31 - 209

Automates d’exploitation : p. 107 -109

Battements (de tension) : p.41

Blocage régleurs : p. 57 - 109

Cascade de surcharges : p. 33 - 35 - 57

Classification par gravité des ESS : p. 153 - 155

Consommation : p. 27 - 87

Culture de sûreté : p. 131 - 165 - 238

Délestage fréquencemètrique : p. 39 - 61 - 109 - 111

Défense en profondeur : p. 43 à 65

Diagramme de fonctionnement

des alternateurs : p. 92 - 93

Doctrine d’exploitation du Système : p. 140 - 141

DRS : p. 65

Économie : p. 23

Écroulement de fréquence : p. 33 - 37 - 39 - 58 - 59 - 63

Écroulement de tension : p. 33 - 54 - 55 - 157

Événements Système Significatifs (ESS) : p. 147 - 149 - 151 - 155

Facteurs Humains : p. 29 - 123 - 129 - 133

Formation : p. 135 à 138

Fréquence (écroulement de) : p. 59

Fréquence (réglage de) : p. 59 - 61 - 107

Îlotage : p. 65 - 91

Incident (généralisé, de grande ampleur) : p. 31 à 33 - 43 -

66 - 157 - 161 - Annexe 4

Interconnexion : p. 15

Lignes de défense : p. 43 - 46 - 54 - 55 - 63

Maintenance : p. 103 - 109

Marges d’exploitation : p. 29 - 208 à 217

Mécanisme d’ajustement : p. 215 à 217

N-k (règle du) : p. 30 - 45 - 53 - 204 à 207

Ossatures régionales : p. 67 - 70 - 71

Ouvrage de transport : p. 95

Ouvrage de production : p. 85 à 91

Parades ultimes : p. 47 - 49 - 52 - 54 - 55 - 57 -61 - 65

Performance (des composants) : de p. 87 à 105 - 123

Phénomènes (de dégradation de la sûreté) : p. 35 - 41

Plan de défense : p. 49 - 51

Plan de reconstitution : p. 67 - 69

Postes de transport : p. 81 - 95 - 97 -103

Prévention/Préparation : p. 45 - 54 - 55 - 59

Protection (plan de) : p. 53 - 107 - 219 à 233

Qualité de fourniture : p. 23

Réactive (puissance,…) : p. 89

Reconstitution du réseau : p. 67 à 71

Réglage Secondaire Fréquence - Puissance (RSFP) : p. 27 -

59 - 87 - 91 - 111 - 173 à 185

Réglage Secondaire de Tension (RST) : p. 57 - 61 - 107 -

110 - 177

Réseau de sécurité : p. 116 - 117 - 119

Retour d’expérience (REX SFS) : p. 148 à 163

Réserves actives : p. 211 à 213

Rupture de synchronisme : p. 41 - 63 - 65

SAS : p. 49 - 115

Scénarios de renvoi de tension : p. 73

Simulation (outils de) : p. 137

Surcharges (cascade de) : p. 33 - 35

Sûreté (du Système) : p. 18 à 23 - 77 - 237

Surveillance/Action : p. 47 - 49 - 53 - 57 - 59 - 63 - 105 - 171

Synchronisme (rupture de) : p. 33 - 41 - 63 - 65

Système de téléconduite : p. 113 à 121

Système électrique : p 13 à 15

Tension (écroulement de) : p. 37 - 55

Tension (réglage de) : p. 57 - 89 - 107 - 186 à 203

Transits (maîtrise des) : p. 169 à 171

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Iconographie

LA MEDIATHEQUE EDF - RTE

Pierre BERENGER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 50, 90

Sylvain BEUCHERIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 108

Claude CAROLY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 34,

Damien CHARFEDDINE . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 104

Claude CIEUTAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 162

Sophie CHIVET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 68

Michel CREPIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 240

Dominique DELIOUX . . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 78

Philippe GUIGNARD . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 56

Gérard HALARY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 82

Stéphane HARTER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 160

G. JAUMOTTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 12, 38

Gérard LOUCEL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. 144

Marc MORCEAU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 48, 60, 76, 130, 236, 250

Michel MONTEAUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 2, 22

Claude PAUQUET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 48, 74, 86, 98, 100, 238

J.C. RAOUL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 208

Lionel ROUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 166,

T. SIEGMANN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 252

Yves SOULABAILLE . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 36, 40, 48, 84, 104, 124, 134,

154, 164, 220

Guillaume ZUILI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 114, 138, 160

Droits réservés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 68, 72, 104, 116, 156, 264

Phototèque CNER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 80, 94, 106, 120, 146

Phototèque STH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 168, 234

Compagnie Nationale du Rhône

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 142

Société Nationale d’Équipements Thermiques

. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 122, 206

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Sommaire

2.1 Le système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 13

2.1.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 13

2.1.2 L’ exploitation du système électrique . . . . . . . . . . . . p. 17

2.2 La sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 19

2.2.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 19

2.2.2 Les enjeux de la sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . p. 19

2.2.3 Les obligations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 21

2.2.4 Interactions Sûreté/Économie et Sûreté/Qualité . . . . . p. 23

2.2.5 Les enjeux de l’ouverture du marché européen de l’électricité

p. 25

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté . . . . . . . . . . . . . p. 27

33

Avant-propos

1.1 Les objectifs du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 5p. 5

1.2 Structure du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 7

1.3 Utilisation du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 9

La sûreté du système : les bases

2.3.1 Les aléas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 27

2.3.2 Les marges de sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 29

2.3.3 Les phénomènes à l’origine de la dégradation de la sûreté p.

2.4 La défense en profondeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 43

2.4.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 43

2.4.2 Structuration des lignes de défense . . . . . . . . . . . . . p. 43

2.4.3 Actions de sauvegarde et Plan de défense . . . . . . . . p. 49

2.4.4 La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutés

p. 53

2.5 La reconstitution du réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 67

2.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau . . . . . . . p. 67

2.5.2 Préparation du réseau et diagnostic . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 69

2.5.3 Reconstitution du réseau par ossatures régionales . . . . . . . . p. 71

2.5.4 Scénarios de renvoi de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 73

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Les dispositions prises

dans le domaine matériel,

pour garantir la sûreté du Système

3.1 Les critères de structuration du système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 81

3.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport . . p. 85

3.2.1 Les ouvrages de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 85

3.2.2 Les ouvrages de transport : les postes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 95

3.3 Les protections et les automates d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 107

3.4 Les réglages automatiques de la fréquence et de la tension . . . . . . . . . . . . p. 111

3.4.1 Le réglage automatique de la fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 111

3.4.2 Le réglage automatique de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 111

3.5 Le système de téléconduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 113

3.5.1 Les principes de la conduite du système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 113

3.5.2 Les moyens de conduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 115

3.5.3 Le réseau de télécommunication de sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 117

3.5.4 Le système de téléconduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 119

Les dispositions prises dans les domaines

organisationnel et humain,

pour garantir la sûreté du Système

4.1 Le management du Facteur Humain . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 127

4.1.1 Les conditions d’une bonne contribution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 127

4.1.2 L‘influence du management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 129

4.1.3 La culture de sûreté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 131

4.2 La formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135

4.2.1 La formation au service de la sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135

4.2.2 La formation à la conduite du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135

4.2.3 Formation aux autres métiers de l’exploitation du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 139

4.3 La doctrine d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 141

4.4 La mise sous assurance de la qualité des activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 143

4.5 Le Retour d’expérience (REX) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 149

4.5.1 L’organisation du REX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 149

4.5.2 La classification par gravité des incidents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 153

4.5.3 Les enseignements tirés des grands incidents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 157

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A

Fonctionnement du Système :

notions de base

A.1.1 La maîtrise des transits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 169

A.1.2 Le réglage de la fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 173

A.1.3 Le réglage de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 187

A.1.4 La règle du N-k . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 205

A.1.5 Les marges d’exploitation et le mécanisme d’ajustement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 209

A.1.6 Les plans de protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 219

A

Les politiques de RTE

A.2.1 La politique "Sûreté du Système électrique" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 237

A.2.2 La politique "Qualité" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 238

A

Les associations internationales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

A.3.1 Historique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 243

A.3.2 ETSO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 245

A.3.3 UCTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 247

A

Les grands incidents à travers le monde

A.4.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 253

A.4.2 France : incident du 19 décembre 1978 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 255

A.4.3 France : incident du 12 janvier 1987 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 256

A.4.4 Québec : incident du 18 avril 1988 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 257

A.4.5 Italie : incident du 24 août 1994 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 258

A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l’été 1996 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 260

A.4.7 Les grandes pannes de l’année 2003 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 262

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