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

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
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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.
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©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.
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©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
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©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.
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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
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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.
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©RTE 2004

10
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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
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©RTE 2004

Jeu de barres 400 kV
Le maillage du réseau est névralgique
pour la sûreté du système électrique.
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©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.
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©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.
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©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.
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©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
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©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.
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©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
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©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-delà des conséquences humaines et économiques directes, il en
résulterait :
- la perte de confiance du public risquant d’entraîner un affaiblissement
de la nouvelle organisation du secteur électrique, ainsi qu’un abandon
de l’électricité au profit des autres énergies concurrentielles ;
- la perte de confiance des partenaires électriciens étrangers, susceptible
de remettre en cause la gestion des interconnexions ;
- la remise en cause des professions.
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©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.
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©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
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©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.
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©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, ...).
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©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
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©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.
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©RTE 2004

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©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.
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©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
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©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,
réduisant les distances d'isolement (risques d'amorçages) et créant des
risques pour les personnes et les biens.
Pour se prémunir contre ces risques, on utilise en France des protections
dites de surcharge.
Si la surcharge n'est pas levée avant un temps donné (20 minutes, par
exemple, voire quelques dizaines de secondes, selon l'ampleur du
dépassement constaté), I'ouvrage concerné déclenchera, par action de sa
protection de surcharge. Le transit supporté auparavant par cet ouvrage va
alors se reporter sur d'autres ouvrages, en fonction des impédances
apparentes relatives.
Selon la gravité des phénomènes, et tout particulièrement l'état de charge
initial des ouvrages concernés, on conçoit que ce déclenchement puisse
générer de nouvelles surcharges, de nouveaux déclenchements et, par
reports de charge successifs, l'apparition d'un phénomène cumulatif, les
nouvelles surcharges étant plus nombreuses et de plus en plus difficiles à
lever dans les délais impartis.
L'apparition initiale d'une (ou plusieurs) surcharge(s) peut être la conséquence
de plusieurs types de situations ou d’événements, en particulier :
●
●
le déclenchement brutal d'ouvrages : perte(s) de ligne(s) (suite à
l'apparition puis à l'élimination d'un court-circuit, action intempestive
deprotection sans apparition de défaut, ...), déclenchement de
groupe de production, …
une évolution de la consommation incompatible avec les ouvrages
disponibles à un moment donné, éventuellement combinée avec des
valeurs de tension basses.
35
©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 de réduire l’impédance du dipôle entre la source et la charge,
d’augmenter le courant et donc d’abaisser un peu plus la tension de la zone
au rythme des changements de prise des transformateurs.
Si, en outre, l’appel de puissance réactive de la zone dépasse les capacités
de secours des zones voisines -qui sont par nature limitées- l’appel de
puissance réactive supplémentaire produit les mêmes effets sur les zones
adjacentes et conduit à l'extension du phénomène.
En deçà d’un certain niveau bas de tension appelé tension critique, on se
heurte à des problèmes de limite de puissance active transmissible. Ce qui
conduit à l’écroulement du plan de tension, si aucune mesure n’est prise.
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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.
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©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
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©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
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©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.
48
©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.
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©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).
53
©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.
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©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)
58
©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,
59
©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 delà de leurs possibilités. Vis-à-vis des groupes
thermiques classiques et nucléaires, le niveau de performance
attendu de ce plan de protection doit garantir le maintien de la stabilité
quel que soit le type de défaut : défaut monophasé ou triphasé, avec ou
sans réenclenchement, sur une ligne ou un jeu de barres ;
d’exploiter le système électrique de manière à ne jamais se trouver,
naturellement ou suite à des manœuvres ou déclenchements, dans une
topologie propice au développement du phénomène : cas des antennes
longues, par exemple. Ceci est assuré par l’application de la règle du "N-k"
au niveau de la préparation de l'exploitation et de la conduite du Système.
Dans le domaine de la stabilité, cette règle consiste à s’assurer que le
Système reste stable sur perte d’ouvrage liée à un défaut correctement
éliminé par le système de protection. Les dispositions prises concernent
la robustesse des schémas d'exploitation, des limitations sur la puissance
active fournie par les groupes, ou un niveau minimal de fourniture de
puissance réactive et de tension à respecter.
b) La surveillance/action
Les actions correctives engagées visent essentiellement à contrer
l’accélération des groupes lors de l’apparition d’un court-circuit, en
annulant le couple moteur appliqué au rotor ; ce qui est assuré par le
régulateur de vitesse qui commande, lors de perturbations importantes, la
fermeture rapide des organes d’admission de la turbine, ainsi que par le
fonctionnement de l’accéléromètre à seuil (groupes thermiques).
63
©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-delà de 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 :
la réduction des modes communs.
RTE - Poste 225 kV sous enveloppe métallique (PSEM)
Les postes constituent un risque
de mode commun fort pour la sûreté.
Des dispositions constructives et d’exploitation
sont prises pour limiter ce risque.
80
©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 la réduction du taux de défaillance
unitaire, la réduction des modes communs doit constituer une priorité.
Les postes demandent, de ce point de vue, une attention particulière
puisqu'ils constituent un point de convergence pour les lignes dont il faut
éviter la mise hors tension simultanée. Des dispositions constructives sont
prises -comme, par exemple, l'augmentation du nombre de jeux de barres
et de sommets- pour réduire l'impact des défauts en exploitation.
Par ailleurs, des règles simples en matière d’exploitation -comme le
quinconçage des arrivées de lignes- permettent d’éviter que des
ouvrages allant dans la même direction soient raccordés sur un même
sommet électrique et risquent d’être mis hors tension simultanément.
L'action sur les lignes de transport elles-mêmes est plus délicate ; la
sûreté demande d'éviter les structures trop complexes ("piquages" en ligne,
par exemple), mais les contraintes d'encombrement et d'environnement
peuvent jouer en sens inverse et conduire, par exemple, à
construire des lignes multiples sur supports communs.
81
©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, ...).
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©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
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©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.
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©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 audelà
des mesures de l'assurance qualité.
L’engagement des individus
En ce qui concerne les individus, la recherche de l'excellence pour toutes
les questions relatives à la sûreté du Système doit se traduire par :
• une attitude d’interrogation systématique, le refus de se contenter
des résultats acquis, le dépassement de l'application formelle des
prescriptions, la conscience de la finalité des actions ;
• la prudence et la rigueur, l'exigence de soi, la qualité et la fiabilité du
geste, la responsabilité individuelle ;
• le soin apporté à la communication et à la transparence, à la détection
des erreurs ou aléas, au retour d'expérience.
Ceci est vrai pour tous les niveaux hiérarchiques, pour tous les agents,
pour tous les métiers, pour les intervenants extérieurs.
133
©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-delà du niveau 2 : le niveau d'expertise croît (maintien et développement
des compétences).
La formation est organisée autour :
- de modules d’enseignement centralisés et décentralisés ;
- de périodes d’apprentissage "en doublure" pour la formation initiale ;
- de séances d’entraînement sur simulateur en centralisé et sur site.
Les modules d’enseignement
La formation centralisée est axée sur les fondamentaux du métier ainsi
que sur les aspects stratégiques de la conduite du Système. Elle contribue
à développer une culture commune CNES / URSE indispensable à
la maîtrise du Système. Elle est réalisée par des formateurs expérimentés
ayant une vision large du Système et des principes de son
135
©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 delà des capacités
constructives de réglage primaire de fréquence de la plupart des installations
de production) ;
• si la France est interconnectée au reste de l’Europe (situation normale)
avec K = 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
réduire 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-delà duquel il devient impossible de faire
transiter plus de puissance vers la charge.
On retrouve là une propriété bien connue :
il existe une valeur maximale de puissance active transmissible à une charge à
travers une ligne, à partir d'une source de tension constante.
191
©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-delà de l’action locale des régulateurs primaires et de celle des
régleurs en charge, la maîtrise du plan de tension nécessite des actions plus
globales, au niveau régional, pour faire face aux variations de la charge et de la
topologie.
Cette coordination des actions est assurée sur le réseau THT français de façon
automatique par le réglage secondaire de tension (RST).
Son principe consiste à organiser le réseau en "zones" de réglage et à contrôler
le plan de tension séparément à l’intérieur de chaque zone en agissant de façon
automatique et coordonnée sur la puissance réactive de certains groupes de
production de la zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés "groupes
réglants".
L’action du RST consiste à réguler la tension d’un point particulier de la zone, le
"point pilote", qui est choisi de façon à ce que sa tension soit bien représentative
de celle de l’ensemble de la zone.
199
©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 delà des causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 km
d’ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l’ordre de 2-3 en
400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 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-delà des barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, les
départs qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour être
sélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éliminés
par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et éliminé
en "2 ème stade".
Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder
(dans l’autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes).
stade - Départ
• Avantages : Cette protection détecte les défauts au-delà de l'ouvrage concerné
et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secours
pour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défauts
lignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protection).
On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".
• Inconvénients : Elle est en revanche relativement lente en 2 ème stade. Cet
inconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d’information
entre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; on
parle alors d'accélération de stade.
De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint ses
limites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recours
au mode d'asservissement particulier dit à verrouillage.
225
©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 la réduction de la lisibilité
des échanges physiques liée au développement des marchés infrajournaliers
: un haut niveau de coordination entre RTE et les GRT étrangers est indispensable
pour éviter la propagation d’incidents de grande ampleur.
La sûreté repose sur la défense en profondeur, dont la mise en œuvre implique les
domaines matériel (structure du système électrique et performances de ses composants)
et organisationnel (assurance de la qualité, management du facteur
humain, formation, référentiel d'exploitation, retour d'expérience).
Les actions de RTE s'articulent autour des thèmes majeurs suivants :
237
©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 de réduction des
coûts, se fonde sur trois axes complémentaires :
• la volonté première de satisfaire nos clients par le respect de nos engagements,
l’écoute active de leurs attentes et l’amélioration de la qualité des services
que nous leur offrons,
• l’optimisation de la performance de notre patrimoine que constitue le réseau
de transport, en tenant compte des exigences environnementales,
• la mobilisation au quotidien de chaque acteur de RTE, car la qualité est
l’affaire de tous.
La qualité concrète de nos prestations, perçue et vérifiée au quotidien, est une
priorité pour RTE et un gage de notre réussite. Notre volonté est que 85 % de nos
clients expriment leur satisfaction dans les trois prochaines années et que 20 %
d’entre eux se montrent même très satisfaits.
La réussite de cette ambition et l’atteinte des objectifs qui la déclinent, s’appuient
sur un pilotage de tous les processus et filières métiers concernés qui soit efficace,
fondé sur une analyse des risques et des enjeux et porteur d’amélioration
continue.
RTE place son Système de Management de la Qualité, de la Sécurité et de
l’Environnement sous le regard externe en maintenant, pour l’ensemble de ses
activités et implantations, la certification selon la norme internationale ISO 9001 :
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), la réduction 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 de réduire le
déséquilibre entre consommation et production, et d'éviter l'écroulement de la
fréquence (et du réseau). Dans de pareils cas, couper très rapidement quelques
clients peut éviter de les perdre tous et faciliter la réalimentation de ceux que
l'incident initial avait mis hors tension.
Un incident relativement similaire s'est produit en Égypte le 24 avril 1994 où
l'action beaucoup plus faible que prévu du délestage fréquencemétrique a entraîné
l'écroulement complet du réseau.
A.4.5 ITALIE : INCIDENT DE 24 AOÛT 1994
SÉPARATION DU RÉSEAU ET ÉCROULEMENT AU SUD
L'incident du 24 août 1994, à 11h28, en Italie du Sud s'est produit dans une situation
d'exploitation dégradée au cours de laquelle les exploitants avaient décidé de
ne pas respecter le "N-1" du fait de conditions externes considérées comme propices
: période estivale, météorologie favorable.
Les liaisons reliant l'Italie du Sud à l'Italie du Nord (sud de Rome) étaient constituées
(cf. carte) :
- d'une ligne 400 kV Latina - Garigliano,
- d'une ligne 400 kV Valmontone - Presenzano,
- d'une ligne 400 kV Villanova - Foggia,
- et d'une ligne 225 kV Popoli - Capriati.
Côté production :
- Ies trois groupes de la centrale de Brindisi Nord (d’une puissance unitaire de
300 MW) étaient limités à 220 MW chacun pour des problèmes de température
d'eau de refroidissement. La centrale de Brindisi Sud (quatre groupes de
600 MW) n'était pas autorisée à fonctionner ;
258
©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
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©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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