bilan sûreté 2007 externe v20080707 - clients.rte …clients.rte-france.com/htm/fr/mediatheque/telecharge/bilan_surete... · 1 panorama rapide de l'evolution de l'environnement

RTE(EDF)-CN2i 2002

RTE Gestionnairedu Réseau de Transport d 'Electricité

RTE - MISSION AUDIT SURETE

TOUR INITIALE, 1 TERRASSE BELLINITSA 41000 - 92919 LA DEFENSE CEDEX - FRANCETEL. : (33) 1 41 02 26 49 – FAX : (33) 1 41 02 26 60 – www.rte-france.com

R AUDIT SG - MAS 08 2008/02

Jean-Michel TESSERON

Document du 7 juillet 2008

Bilan 2007 de la sûreté du système électrique français

Indice 1 28 pages

Résumé :

La sûreté du système électrique français a été maîtrisée en 2007, et donne dessignes de progrès. Le climat ayant détendu la réalisation de l'équilibre offre-demande, il faudra néanmoins s'attacher à vérifier dans la durée que des problèmesne sont pas masqués.Les recommandations de la Mission Audit Sûreté, qui s'appuient sur les constatsprésentés, portent sur la programmation d'analyses thématiques des EvénementsSystème Significatifs (ESS), le suivi des actions engagées suite à l'incident européendu 4 novembre 2006, la constitution de la Documentation Technique de Référence,et l'application des recommandations des bilans sûreté annuels.

La publication de ce bilan répond à la volonté de RTE de favoriser le suivi dans letemps de l'évolution de la sûreté dans ses différentes dimensions. RTE vise ainsi àcontribuer au développement de la culture de sûreté, en suscitant une meilleureappréciation de leur contribution par les acteurs (tant RTE qu'utilisateurs du réseau),et en favorisant la prise en compte de la sûreté et l'intercomparaison dans lesinstances internationales des gestionnaires de réseau de transport (UCTE, ETSO).

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Bi lan 2007 de la sûreté du système élect r ique f rançais

RTE – Mission Audit Sûreté Document du 7 juillet 2008 2 / 28

SOMMAIRE

1 PANORAMA RAPIDE DE L'EVOLUTION DE L'ENVIRONNEMENT INTERNE ET EXTERNE.................. 3

2 SITUATIONS D'EXPLOITATION RENCONTREES..............................................................................................3

2.1 CONDITIONS CLIMATIQUES ....................................................................................................................................... 32.2 GESTION DE L'EQUILIBRE OFFRE / DEMANDE.............................................................................................................32.3 GESTION DES INTERCONNEXIONS..............................................................................................................................62.4 GESTION DES CONGESTIONS INTERNES ..................................................................................................................... 72.5 ALEAS AFFECTANT LES OUVRAGES DE TRANSPORT ...................................................................................................8

3 EVOLUTION DU REFERENTIEL TRAITANT DE LA SURETE ......................................................................... 9

3.1 REFERENTIEL EXTERNE : DIRECTIVES, LOIS, DECRETS, ETC ......................................................................................93.2 ETSO ET UCTE ....................................................................................................................................................... 93.3 CONTRACTUALISATION DES ENGAGEMENTS DE PERFORMANCES ............................................................................113.4 RÉFÉRENTIEL INTERNE RTE ...................................................................................................................................11

4 EVOLUTION DES DISPOSITIONS CONTRIBUANT A LA SURETE DANS LE DOMAINE MATERIEL...12

4.1 PERFORMANCES INTRINSEQUES DES COMPOSANTS .................................................................................................124.1.1 Groupes de production...................................................................................................................................124.1.2 Protections et automates d'exploitation, contrôle - commande......................................................................134.1.3 Réglages automatiques de la fréquence et de la tension ................................................................................134.1.4 Ouvrages de transport ...................................................................................................................................144.1.5 Systèmes de conduite......................................................................................................................................144.1.6 Charges / consommation................................................................................................................................16

4.2 STRUCTURE DU SYSTEME ET SES REGLES DE CONCEPTION ......................................................................................164.3 AUTRES DISPOSITIONS MATERIELLES CONTRIBUANT A L'EXPLOITATION .................................................................17

5 EVOLUTION DES DISPOSITIONS CONTRIBUANT A LA SURETE DANS LE DOMAINEORGANISATIONNEL ET HUMAIN ...............................................................................................................................17

5.1 CULTURE DE SURETE, MANAGEMENT DU FACTEUR HUMAIN, FORMATION...............................................................175.2 CERTIFICATION ISO 9001 - SYSTEME DE MANAGEMENT ........................................................................................185.3 RETOUR D'EXPERIENCE (ORGANISATION DU REX, EVOLUTION DE L 'ECHELLE DESESS).........................................185.4 CONTROLE DES PERFORMANCES .............................................................................................................................195.5 ORGANISATION DE CRISE ........................................................................................................................................19

6 ENSEIGNEMENTS TIRES DES EVENEMENTS DE L'ANNEE..........................................................................20

6.1 ENSEIGNEMENTS TIRES DES ESS ET DE LEUR ANALYSE ..........................................................................................206.2 RETOUR D'EXPERIENCE HORS ESS ..........................................................................................................................216.3 FAITS NOTABLES CONCERNANT LES AUTRES SYSTEMES ELECTRIQUES ....................................................................22

7 INDICATEURS EN LIEN AVEC LA SURETE.......................................................................................................23

7.1 INDICATEURS DU TABLEAU DE BORD DE LA CRE ....................................................................................................237.2 INDICATEURS INTERNES RTE .................................................................................................................................237.3 INDICATEURS POUR LA COMMUNICATION EXTERNE SUR LA SURETE........................................................................24

8 ACTIONS DE PROGRES EN COURS .....................................................................................................................24

8.1 ACTIONS EN DIRECTION DES PARTENAIRES CONCERNES (GRT, UTILISATEURS, ETC)..............................................248.2 AXES DE RECHERCHE..............................................................................................................................................25

9 BOUCLE DE REGULATION ET DE CONTROLE A RTE...................................................................................26

9.1 PROGRAMME D'AUDITS EN LIEN AVEC LA SURETE...................................................................................................269.2 AUDITS EN LIEN AVEC LA SURETE ...........................................................................................................................27

10 RECOMMANDATIONS ............................................................................................................................................27



1 Panorama rapide de l'évolution de l'environnement interne et externe

En comparaison avec l'année 2006, marquéepar l'incident européen survenu le 4 novembreavec quinze millions de personnes privéesd'électricité, l'année 2007 a été calme sur leplan de la sûreté du système, d'autant que lesconditions climatiques favorables ont minimisél'effet de facteurs de tensions sur le plan del'équilibre offre-demande.Mais le 4 novembre 2006 doit rester enmémoire, et les rapports parus en 2007 surl'incident affirment la nécessité de mettre enœuvre des actions pour en éviter lerenouvellement. Outre le rapport établi par laCommission d'enquête de l'UCTE (Union pourla Coordination du Transport de l'Electricité),on notera, en France, celui de l'autorité derégulation française (la CRE), et un rapport du Conseil général des Mines.La Commission européenne a également présenté en 2007 des propositions législatives (le"troisième paquet énergie"), pour poursuivre la réforme du marché intérieur de l'électricité.Elles portent entre autres sur le renforcement de l'indépendance des gestionnaires deréseau de transport (GRT) et des régulateurs nationaux, et sur la création d'une agenceeuropéenne de régulation et d'un réseau européen des GRT.L'année 2007 voit donc s'esquisser des évolutions sensibles, avec déjà des retombéesconcrètes. On peut souligner, pour la France, la reprise de textes réglementaires etcontractuels, et pour la région Centre Ouest Europe (France, Allemagne, Benelux) unmémoire d'entente signé en juin dans le cadre du Forum pentalatéral entre gouvernements,régulateurs et GRT, avec des projets concernant la sûreté (échelle commune de mesure desincidents, bilans prévisionnels coordonnés, plate-forme de coordination européenne…).Ce bilan 2007 se propose de souligner les inflexions qui vont avoir un effet sur la sûreté.

2 Situations d'exploitation rencontrées

La maîtrise de la sûreté d'un système électrique est d'autant plus difficile que les situationsd'exploitation rencontrées y sont délicates. Mais ces situations dépendent aussi desdispositions prises pour maîtriser la sûreté ; il est donc utile de les examiner.

2.1 Conditions climatiques

Avec une température moyenne supérieure de 0,9 °C à la normale, l'année se situe auneuvième rang le plus chaud depuis 1900. Le premier semestre a été globalement très doux,le second sensiblement plus frais que la normale. Du 23 au 25 janvier, un épisode de froid avu une brusque chute de température et de la neige collante entraînant de nombreuxdéclenchements de lignes dans les régions Sud-Ouest, Rhône-Alpes-Auvergne et Est.

2.2 Gestion de l'équilibre offre / demande

La consommation intérieure française d'électricité, avec 480,3 TWh, augmente de 0,4 %.Corrigée des aléas climatiques, elle connaît une forte hausse de 2,2 %.Le solde exportateur des échanges physiques avec l'étranger (56,7 TWh) décroît de 10,4 %,retrouvant la tendance à la baisse enregistrée depuis 2003 à l'exception de 2006. La France,

Sûreté de fonctionnement du système électrique

La sûreté du système est définie 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 sûreté est au cœur des responsabilités confiéespar la loi du 10 février 2000 à RTE, en tant quegestionnaire du réseau de transport français.

Le lecteur souhaitant en approfondir les principespourra se reporter au Mémento de la sûreté, ouvrageconsultable en français et en anglais sur le sitewww.rte-france.com.



tout en restant de loin le premier pays exportateur en Europe, voit depuis 2005 augmenter lenombre de journées où elle est importatrice, avec 20 jours en 2007.La production française d'électricité, avec 544,7 TWh, décroît de 0,8 % par rapport à 2006.L'énergie produite par l'éolien a atteint 4,0 TWh, soit une augmentation de 74 % ; laproduction issue des sources d'énergie renouvelables hors hydraulique augmente de 41 %.

Lors des épisodes de froid, la consommation a quasiment atteint le 25 janvier le précédentmaximum, datant de 2006, puis l'a dépassé le 17 décembre, avec 88 960 MW. Le derniertrimestre, les fortes consommations, conjuguées avec une disponibilité réduite de laproduction et parfois des mouvements de grève sur la production, ont conduitponctuellement à des prix très élevés sur le marché de l'électricité et à des situationsd'exploitation tendues.

Les prévisions de consommation se sont à nouveau améliorées : les écarts entre réalisationsà la pointe et prévisions de la veille sont restés inférieurs en valeur absolue à 1500 MW enhiver et 750 MW en été dans 84,2 % des cas contre 83 % en 2006 (en regard d'un objectifminimum de 80%). Aucun ESS (Evénement Système Significatif - cf. §5.3) n'a été déclarépour écart trop grand entre prévision et réalisation, alors que deux l'avaient été en 2006.

Marges d'exploitationNous examinerons d’abord comment ont étéconstituées les marges d'exploitation par rapport auxrègles de sûreté et aux mécanismes institutionnels,en nous appuyant sur les dispositions que RTEutilise, en conformité avec la législation, à partir desoffres faites par les producteurs. RTE suit en tempsréel les marges disponibles, et en cas de volumeinférieur aux prescriptions reconstitue la marge.Tant que possible, la marge est reconstituée enrecourant aux offres normales d'ajustement et enrespectant la préséance économique ; si cela nesuffit pas, RTE recourt aux offres complémentairesreçues après envoi d'un message de mode dégradésur le Mécanisme d'Ajustement (MA), au Service Contraintes et Equilibrage d'IFA (liaison àcourant continu avec l'Angleterre), aux contrats passés avec les autres GRT. Puis RTE peutrecourir à des moyens exceptionnels, dont l'utilisation n'est possible que lorsque la margeest inférieure ou égale à zéro, en commençant par les offres exceptionnelles d'ajustement.Lorsque les moyens normaux et exceptionnels ne suffisent plus pour garantir la sûreté dusystème, RTE peut recourir aux moyens d'urgence : baisse de tension de 5 % au niveauHTA, réduction des échanges sur l'ensemble des frontières, délestage de consommation...

La pointe de consommation, moment sensible de la journée, a toujours été passée enrespectant la marge de 1500 MW requise à horizon de quinze minutes, sauf les 1er février,30 septembre, 18 et 24 octobre, 7 et 20 novembre, 13 et 17 décembre.

Point plus représentatif du niveau de maîtrise, l'année a vu reculer de 33 % le nombre d’ESSrelatifs à une situation critique pour marge insuffisante ou à l’activation du message d’alertesur le MA en J ou J-1, avec 24 ESS (36 en 2006), tous de niveau zéro.Le nombre d'ESS concernant des messages d’alerte en J-1 ou J sur le MA est de 5 (pour 11en 2006), ce qui prolonge la baisse de l'année précédente ; aucun cas ne correspond àl'envoi d'un message d'alerte en J, les contraintes ayant pu être résolues en amont du tempsréel ; aucune occurrence n'a été suivie de situation critique pour marge insuffisante, alorsque ceci s'était produit 8 fois en 2006.

Marges d'exploitation et règles de sûreté

Les règles de sûreté prescrivent :- une marge minimale mobilisable en moins

de quinze minutes supérieure à 1500 MW ;elle est dimensionnée pour permettre decompenser à tout instant la perte du plusgros groupe couplé ;

- une marge minimale à échéance pluséloignée, dont le volume requis va encroissant depuis l'échéance de quinzeminutes jusqu'à l'échéance de huit heures.

Lorsque ces conditions ne sont pas remplies,RTE émet un ordre S dit "situation critique".



On enregistre 19 ESS, classés au niveau 0, liés à l’envoi de l’ordre « situation critique pourmarge insuffisante », montant proche de2004 (15 cas) après les augmentations de2005 et 2006 (28 et 32 ESS) ; trois de cesordres ont été accompagnés d'un message"mode dégradé du MA". Les mois les plusconcernés sont juin (4 ordres) et octobre (5ordres). L’insuffisance de marge est àéchéance de quinze minutes pour 37 %des cas, deux heures pour 16 %, et plus dedeux heures pour 47 %. La cause majeureest dans 63 % des situations un déficit deproduction (déclenchements, limitations depuissance, retards au couplage...) contre75 % en 2006. Les aléas de consommationsont la cause majeure dans 11 % des caset contribuent à la dégradation de la margedans 26 % des cas.Les périodes les plus tendues surl'équilibre offre/demande sont les semaines43 et 45, qui enregistrent plus du tiers desévénements relatifs aux marges, en raisond'une part du passage de deux vagues de froid (avec un écart à la normale atteignant -7°C),d'autre part d'une disponibilité des moyens de production réduite par des avariesconséquentes.

Réserves primaire et secondaire du réglage fréquence / puissance (f/P)Aucun ESS n’a été déclaré pour déficit de réserves.

Tenue de la fréquenceL'observation de la maîtrise de la fréquenceest instructive, même si l'on sort ici du seulcadre de responsabilité français, du fait del'interconnexion synchrone. Depuis 2001, lesbilans sûreté signalent les écarts defréquence inopinés que l’on observe sur leréseau interconnecté européen, et quis'avèrent importants au regard de ce queprévoit l'application du référentiel établi parl'UCTE. Le tableau suivant, établi grâce àl'outil CdP Prod (cf.§5.4), donne de 2005 à2007 le nombre des occurrences d'écarts defréquence supérieurs à 100 et 150 mHz parrapport à la fréquence de référence.

2005 2006 2007F-Fref > +100 mHz 106 202 82F-Fref < - 100 mHz 59 150 73F-Fref > +150 mHz 0 1 0F-Fref < - 150 mHz 0 1 0

L'année 2007 présente une baisse sensible des écarts, imputable vraisemblablement à unhiver doux sur l'Europe et à des niveaux de charge et d'échange plus faibles qu'en 2006.

Réglages primaire et secondaire de la fréquence

Le réglage primaire assure de façon automatique, suiteà tout aléa affectant l’équilibre entre la production et laconsommation, et par la participation solidaire de tousles partenaires de l’interconnexion synchrone, lerétablissement immédiat de l’équilibre. Des règles sontfixées par l’UCTE pour que cette action maintiennealors la fréquence à l’intérieur de limites définies.A sa suite, le réglage secondaire du partenaire àl'origine de la perturbation annule de façonautomatique l’écart quasi-stationnaire de la fréquencepar rapport à la fréquence de référence, ainsi que lesécarts par rapport aux programmes d’échanges entreles différentes zones de réglage de l’UCTE.

Mécanisme d'Ajustement (MA)

La loi française dispose que les producteurs doiventremettre des propositions de puissance de réservepour l'ajustement de leurs programmes. Ceci estréalisé depuis 2003 au travers du Mécanismed'Ajustement, qui permet à RTE de mutualiser lesmoyens détenus par les acteurs sous forme d'undispositif permanent et ouvert, et aux acteurs devaloriser leurs capacités d'effacement ou leurssouplesses de production. Sur la base des offres prix-volume, RTE procède aux ajustements nécessaires eninterclassant les propositions en fonction de leur prixjusqu'à satisfaire son besoin.Des dispositions prévoient les cas d'insuffisance :- à échéance supérieure à 8h, RTE sollicite par un

message d'alerte des offres complémentaires ;- en deçà de 8h, un message de mode dégradé permet

à RTE de mobiliser, au delà d'éventuelles offrescomplémentaires, les offres exceptionnelles et lesmoyens non offerts à l'ajustement.



Pour les experts du groupe UCTE "TSO Forum", chargé d'examiner la qualité de lafréquence et de proposer des améliorations, les écarts repartiront à la hausse si laconsommation retrouve le niveau de 2006.Les écarts les plus profonds sont liés non pas aux déclenchements de groupes sur lesquelsse fonde le dimensionnement de la réserve primaire UCTE, mais aux variations desprogrammes d'échanges transfrontaliers, à l'effet des ordres tarifaires dans les pays, et auxchangements brusques de composition du programme de marche des groupes (arrêt brutalde la production hydraulique, par exemple).RTE, pour sa part, s'est attaché à faire avancer des actions, tant en interne qu'en liaisonavec les producteurs de groupes situés en France et avec les GRT étrangers, pour unemeilleure maîtrise de la fréquence (cf. 6.2 et 8.2).

Tenue de la tensionLe dispatching national a déclaré 16 ESS au niveau A (contre 20 en 2006) pour desproblèmes de tension qui ont affecté le réseau 400 kV. On y trouve :- 12 ordres « alerte à la tension » (à comparer à 13 en 2006 et 3 en 2005), dont 10 en

novembre et décembre ; ils ont concerné les régions Est (8 fois), Ouest (4 fois),Normandie-Paris (3 fois), Nord-Est (2 fois) et Sud-Ouest (1 fois) ;

- 12 ordres de situation critique pour option « tension basse » (9 en 2006), dont 11 ennovembre et décembre ; ils ont concerné les régions Nord-Est (11 fois), Normandie-Paris(8 fois), Est (6 fois), Ouest et Sud-Ouest (5 fois) et Rhône-Alpes-Auvergne (4 fois) ; cesordres sont envoyés à titre préventif, et ne sont donc pas équivalents aux ordres « alerteà la tension » en termes d’expression de dégradation de la sûreté ;

- deux envois d'ordre de baisse de 5% de la tension sur des réseaux de distribution et unenvoi d'ordre de blocage des régleurs en charge.

Les situations ayant nécessité l'envoi d'ordres de niveau national (alerte à la tension ousituation critique tension basse) correspondent pour l'essentiel à trois épisodes distincts :- dans la dernière semaine de janvier, une consommation forte dans le Sud-Ouest

combinée à de fortes exportations vers l'Espagne ;- en novembre, des tensions basses en Alsace dans la zone de Marlenheim en raison de

l'indisponibilité prolongée d'un groupe de production de Fessenheim ;- au cours de l'avant-dernière semaine de l'année, des contraintes sur les régions Ouest et

Normandie-Paris, résultant de la conjugaison de températures inférieures aux normalessaisonnières (jusqu'à -5°C) sur l'ensemble de la France et de la disponibilité incertainedes groupes de production de Cordemais près de Nantes.

2.3 Gestion des interconnexions

Concernant les échanges d'énergie avec l'étranger, des mécanismes de gestion sontorganisés, comme exposé dans les bilans sûreté annuels antérieurs. Ils prévoient enparticulier que des réductions de capacité d'échanges puissent être mises en œuvre, sinécessaire pour concilier sûreté et marché. Il est donc instructif d'en suivre les effets au fildes ans.

Comme les années précédentes, l’exploitation des systèmes européens voisins, voire nonlimitrophes, a eu des répercussions sur la France. Il a fallu à plusieurs reprises réduire lacapacité d’échanges avec des pays voisins.Pour l'Angleterre, la situation la plus longue est survenue du 15 août au 10 septembre avecun problème sur le pôle 4 de la liaison à courant continu IFA, qui a d'abord été consigné puisdéclaré en avarie par National Grid (NG) ; le mois d'octobre a vu de nombreuxdéclenchements du bipôle 2, entraînant des réductions d'échanges commerciaux ; des



réductions ponctuelles de la capacité d'échanges sont survenues pour chacun des autresmois de l'année, du fait de problèmes divers concernant la liaison IFA.Avec l'Espagne, des réductions ponctuelles de capacité d’échanges sont survenues enjanvier, février, juillet, novembre et décembre.Avec l'Allemagne, la ligne d'interconnexion 225 kV Saint Avold - Ensdorf a été affectée pardes alarmes surcharge 20 mn récurrentes, qui se sont poursuivies tout au long de l'annéemalgré une modification du schéma du poste 225 kV de Saint-Avold. En août, une nouvellevaleur de surcharge a été adoptée côté allemand sur les deux liaisons Vigy - Uchtelfangen,avec un accroissement de 7% de la valeur du courant.Des alarmes surcharges 20 mn sont également survenues en janvier sur la ligned'interconnexion 225 kV Moulaine - Aubange qui relie la France à la Belgique, et ont pu êtrelevées par modification de la topologie du réseau. En mars, novembre et décembre, legestionnaire de réseau belge ELIA est intervenu auprès de RTE pour être aidé à résoudredes congestions sur la frontière Belgique - Pays Bas.Avec l’Italie, les exportations ont été réduites à plusieurs reprises pour résoudre desproblèmes concernant l'interconnexion de ce pays, en application de la procédure trilatéraleconvenue entre RTE, Swissgrid et TERNA (en avril, juillet, août et décembre), ou de laprocédure pentalatérale qui associe en plus les GRT d'Autriche et de Slovénie (en mai,juillet, novembre et décembre). Par ailleurs, dans la suite de ce qui s'était manifesté durant ledernier trimestre 2006, de nombreuses surcharges fugitives 20 mn et 10 mn sont apparuessur la ligne d’interconnexion Trinité Victor - Menton - Camporosso, mais cette fois tout aulong de l'année ; elles ont à nouveau pu être levées par action sur la topologie du réseau, auprix d’une fragilisation accrue de l’est de la région Provence–Alpes-Côte d'Azur (PACA), oupar action sur la production.

2.4 Gestion des congestions internes

Les parties les plus sensibles du réseau françaisrestent le Sud-Est et l'Ouest.

Le dispatching de la région Sud-Est a émis 18ordres de situation critique, contre 46 en 2006 et2005 (10 en 2004) ; cette baisse notable est enadéquation avec les conditions météorologiquesplus douces de l'année, les congestions étanttrès corrélées aux consommations en régionPACA. Les passages saisonniers clémentsrencontrés à la fois en hiver et en été masquentainsi une exploitation du réseau toujours auxlimites ; on en trouve la démonstration au débutde l'hiver, où une brève interruption de laclémence des températures a nécessité l'envoide deux ordres de situation critique et de deuxordres de baisse de 5% de la tension HTA.

Ainsi, la fragilité du Sud-Est subsiste, du fait que la PACA est, avec la Bretagne, la seulerégion française dépendant d'un seul axe 400 kV. Pour faire face à l'annulation par leConseil d'Etat de la déclaration d'utilité publique du projet de ligne Boutre - Broc Carros, RTEs'est employé à rechercher des solutions palliatives, restant un pis-aller dans l'attented'alternative de bouclage 400 kV, qui puissent être opérationnelles à horizon 2009 - 2010 :installation de batteries de condensateurs dans l'Est de la région PACA et d'untransformateur - déphaseur 225 kV au poste de Boutre, création de transformations 400 kV /225 kV dans deux postes pour pouvoir exploiter en 400 kV au lieu d'en 225 kV le deuxième

Ordres de "sauvegarde" et de "situation critique"

En situation exceptionnelle, les règlesd'application normale peuvent être suspendueset / ou complétées par l'émission d'"ordres desauvegarde" par RTE ; ils doivent être interprétéset exécutés sans discussion et sans retard, dansla mesure où ils ne contreviennent pas auxobligations de sécurité des personnes et desbiens ; ils sont adressés de façon ciblée auxUnités de RTE, et aux utilisateurs du réseauélectrique dont l'action est nécessaire pour parerla situation.Parmi eux, les ordres dits "alerte situationcritique" sont émis sur critère de réduction de lamarge de sécurité, avec option marge deproduction, ou tensions basses, ou transitsimportants.Selon la situation, d'autres ordres de sauvegardepeuvent être émis, tels que "alerte à la tension","baisse ou montée d'urgence", "baisse de 5 % dela consigne de tension HTA", etc.



circuit de l'axe sud entre les postes de Néoules et Broc Carros... Par ailleurs, un dispositifd'information et d'appel au civisme, appuyé par un site internet1, a été mis en place en 2007pour faire face aux risques d'effondrement en tension ou de cascade de surcharges : en casde vague de froid et pour limiter les risques de coupures de courant au moment de la pointejournalière de consommation, un appel civique à la modération de la consommation peutêtre lancé entre 17 h et 20 h par les pouvoirs publics, RTE et les distributeurs d’électricité.

Concernant la région Ouest, plusieurs situations difficiles y ont été vécues en début et find'année, lors de fortes consommations conjuguées à des avaries de production àCordemais. La sûreté a été maîtrisée grâce aux appuis mis en place les années précédentestels que le développement du réseau (deux compensateurs statiques de puissance réactive,un transformateur - déphaseur 225 kV…), et le perfectionnement des prévisionsmétéorologiques, des analyses de sûreté, et des critères des règles d'exploitation. Côtéproduction, le retour de la tranche 3 de Cordemais, après plusieurs années d'arrêt volontaire,a joué un rôle déterminant en repoussant d'environ 1000 MW la limite de consommationpouvant être tenue en respectant les règles d'exploitation.

2.5 Aléas affectant les ouvrages de transport

Les courts-circuits affectant les ouvrages de transport, au nombre de 10 376, sont en baissede 7,6 % ; depuis 2000, seule l'année 2002 avait vu un nombre inférieur. 99,5 % des courts-circuits ont eu lieu sur les liaisons, 2,6 % sont survenus lors d’un renvoi sur défautautomatique ou manuel (2,8 % en 2006), et 0,5 % ont affecté un matériel appartenant à unbloc de coupure, au niveau transformation, barre ou compensation. Parmi les courts-circuitshors renvoi sur défaut, 54,8 % ont eu pour origine la foudre (contre 65,0 % en 2006 et55,2 % en 2005), 2,4 % le vent et la tempête (4,0 % en 2006), 2,1 % le givre et la neigecollante (1,0 % en 2006), et 1,5 % les avaries de matériel (1,7 % en 2006) ; le taux d'originesindéterminées, avec 35,7 %, est en hausse sensible par rapport à 2006 (24,0 %) ; le resteest constitué de causes diverses (contacts avec des animaux ou des engins…).

La liaison à courant continu IFA 2000, qui relie la France et l'Angleterre, a subi 24déclenchements en 2007, contre 18 en 2006. Huit des déclenchements survenus en octobresont imputables à la défaillance côté français d'une partie de l'électronique du bipôle 2, qui apu être identifiée puis faire l'objet d'un correctif. Les seize autres déclenchements viennentdu vieillissement de certains matériels. RTE et NG ont engagé l'étude d'une rénovation, quidemandera, entre autres, de renouveler de façon coordonnée les valves des stations deconversion (l'appel d'offres a été lancé en 2007) ; les travaux sont prévus sur 2010 et 2011.

1,4 % des impacts de foudre ont provoqué un court-circuit sur les ouvrages du RéseauPublic de Transport (RPT), contre 1,1 % en 2006. 2007 est une année record pour le faibleniveau de foudroiement, avec 400 000 impacts enregistrés sur le territoire métropolitain parl'application Météorage de Météo France (0,73 impact par km2). Il faut remonter à 1998 pourtrouver un niveau aussi faible, alors que 2006 se situait au contraire au premier rang des dixdernières années avec 1,19 impact par km2.Dix défauts simultanés sur ligne double 400 kV ont été relevés en 2007, pour 7 en 2006 et19 en 2005. Ils ont tous été dus à la foudre.Le nombre de courts-circuits aux 100 km de ligne aérienne est de 2,5 pour le réseau 400 kVet de 8,6 pour le réseau 225 kV, contre respectivement 2,1 et 8,5 en 2006.Pour la deuxième année consécutive, le réseau 400 kV n'a été affecté par aucun court-circuitlié à des contacts avec la végétation.

1 http://www.securite-electrique-paca.fr



3 Evolution du référentiel traitant de la sûreté

3.1 Référentiel externe : directives, lois, décrets, etc

Au niveau européenLe 19 septembre, la Commission européenne a présenté une série de propositionslégislatives visant à réformer le marché intérieur de l'électricité. Les discussions se sontengagées entre les 27 Etats membres en vue d'aboutir à un compromis en 2008.Les régulateurs européens ont par ailleurs transmis à la Commission européenne une sériede recommandations pour favoriser le développement d'un "réseau européen intégré".

En France

Le Journal Officiel a publié :- le 11 avril, le décret n°2007-534 du 10 avril 2007 autorisant la création de l'installation

nucléaire de base dénommée Flamanville 3, comportant un réacteur nucléaire de typeEPR, sur le site de Flamanville (Manche) ;

- le 30 juin, le décret n°2007-1058 du 29 juin 2007 relatif à l'éligibilité des consommateursd'électricité et portant application de l'article 22 de la loi n° 2000-108 (qui prévoit que toutconsommateur final d'électricité est libre de choisir son fournisseur d'électricité pourchacun de ses sites de consommation d'électricité) ;

- le 30 août, le décret du 28 août 2007 relatif à la consistance des ouvrages debranchement et d'extension des raccordements aux réseaux publics d'électricité.

Parmi les autres textes sortis ayant des liens avec la sûreté, on peut citer l'arrêté du 1er marsfixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations utilisant l'énergiehydraulique des lacs, cours d'eau et mers.

Les bilans sûreté précédents avaient évoqué l'élaboration du Référentiel Technique,engagée dans le prolongement des travaux sur le code de réseau menés en 2000 et 2001au sein du CURTE (Comité des Utilisateurs du Réseau de Transport d'Electricité). A la suited’un travail effectué en concertation avec les acteurs concernés dans le cadre du CURTE,RTE avait publié en 2005 la première partie de son Référentiel Technique, puis avaitactualisé le document en 2006. En 2007, à l'occasion de la préparation du raccordement auRPT de nouveaux groupes de type cycle combiné au gaz ou éolienne, RTE a apporté descompléments à la liste et au contenu des fiches d'essais de conformité décrites au chapitre 5du Référentiel Technique.Le ministère en charge de l'industrie a souhaité reprendre le décret et l'arrêté de 2003 relatifsau raccordement au RPT des installations de production d'énergie ; un projet de texte a étéexaminé en Comité Technique de l'Electricité. Dans ce cadre, le Référentiel Technique deRTE est appelé à évoluer vers la "Documentation Technique de Référence" (DTR)mentionnée par l'article 35 du Cahier des charges type de concession du RPT.

De nouvelles Règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d'Ajustement et audispositif de Responsable d'Equilibre sont entrées en application au 1er septembre.

3.2 ETSO et UCTE

ETSO a remis en chantier le mécanisme de compensation volontaire entre GRT pour lestransits internationaux (ITC / Inter-TSO Compensation), dont la mise en place initialeremonte à 2002 avec alors huit signataires. Un accord a été agréé par le comité de pilotaged'ETSO, permettant d'engager la signature contractuelle du nouveau dispositif pour lapériode 2008 - 2009, avec la perspective d'adhésion de GRT représentant désormais trente-



cinq pays ; une clause suspensive est prévuepour tout GRT qui verrait son régulateurrefuser la couverture tarifaire des chargesinduites par le dispositif.ETSO a publié son rapport final sur la premièrephase de l'étude EWIS concernantl'harmonisation des règles nécessaires pourintégrer la production éolienne dans lesystème européen. Le champ couvre lesréseaux de toutes les zones synchroneseuropéennes (UCTE, NORDEL, UKTSOA,ATSOI) sur la base de scénarios de puissanceéolienne installée pour 2008 et 2015.

L’UCTE a entrepris de constituer un "Securitypackage", constitué pour le moment de règlesd'exploitation, d'un accord mutuel où les GRTs'engagent au respect de ces règles, et d'unprocessus permettant de s'assurer du respectdes prescriptions et de notifier lesmanquements (Compliance Monitoring andEnforcement Process - CMEP).Concernant le premier point, l'UCTE est en voie de terminer la constitution de son nouveauréférentiel de prescriptions (Operation Handbook) avec la sortie du dernier chapitre (policy)sur la formation des opérateurs, dont le projet a été mis en consultation publique en 2007.Le deuxième point avait été concrétisé par l'accord dénommé Multilateral Agreement (MLA)entré en vigueur au 1er juillet 2005.Le troisième point avait fait l'objet en 2006 d'une première vérification sur la base d'une auto-déclaration selon une cotation en cinq niveaux. En mars 2007, l'UCTE a publié sur son site lerapport montrant l'état de conformité des GRT aux règles UCTE. Ce premier exercice amontré que la conformité aux règles était "davantage la norme que l'exception", néanmoinsdes non conformités ont été identifiées, et des plans d'action proposés pour y remédier. Leretour d'expérience a permis de bâtir le programme de vérification pour 2007 (UCTECompliance Monitorinq Program 2007), qui est pour l'UCTE un élément fondamental de sonSecurity Package visant à démontrer qu'elle est capable de réguler elle-même sonfonctionnement ; après les chapitres 1 à 3 examinés lors du premier exercice, le programme2007 porte sur l'application des chapitres 4 à 7 du référentiel, toujours sur la base d'uneauto-déclaration, mais avec en plus une justification qualitative du respect, et une auto-déclaration des non respects accompagnée d'un plan de résorption des écarts. Il ne s'agitpas encore d'audit, mais l'UCTE mène des réflexions pour aller dans ce sens.Sur ces bases, l'UCTE s'est publiquement affirmée prête à contribuer activement à la miseen place de l'ENTSO (European Network of Transmission System Operators) proposé par laCommission européenne dans son projet de troisième directive, en mettant en avant lesdéveloppements qu'elle conduit avec son "Security Package".

En début d'année est paru le rapport sur la sécurité d'approvisionnement du réseau UCTEde 2007 à 2020 ; il dit que les décisions d'investissement confirmées paraissent suffisantesjusqu'à 2010, mais qu'au delà il n'en sera pas ainsi si des investissements supplémentairesne sont pas décidés à temps ; à horizon 2020, il faudrait 50 GW de nouvelles capacités deproduction supplémentaires pour satisfaire les critères de l'UCTE.

En janvier, l'UCTE a rendu public le rapport final du comité d'investigation qu'elle avait créésuite à l'incident européen du 4 novembre 2006. Les recommandations de l’UCTE portent

UCTE et ETSO

L'Union pour la Coordination du Transport del'Electricité (UCTE), créée en 1951, coordonne lesintérêts de 29 gestionnaires de réseau de transportdans 24 pays européens, avec pour objectif lagarantie de la sûreté du système électriqueinterconnecté. L'UCTE établit les règles à respecterpar les partenaires interconnectés pour cettegarantie. Le réseau interconnecté UCTE alimente430 millions de personnes.

ETSO (European Transmission System Operatorsassociation), créée en 1999, représente 36gestionnaires de réseau de 28 pays de l'UnionEuropéenne, de Norvège et de Suisse. Elle définit lesprincipes pour l'établissement de règles d'accès auxréseaux harmonisées au niveau européen.

ETSO et UCTE, associations de GRT, s'efforcent degérer le compromis entre sûreté et ouverture dumarché.

2 sites : www.ucte.org www.etso-net.org



sur la nécessité de réviser la prise en compte de la règle N-1 dans son référentiel OperationHandbook, de compléter les règles à appliquer en situation d'urgence par un cadre directeurdéfinissant les principes d'exploitation et les responsabilités des GRT en cas de perturbationétendue, la mise au point de critères permettant une coordination des GRT pour améliorer laprise en compte de la sûreté aux différents horizons, la mise en place d’une plate-formepermettant aux GRT d’observer en temps réel le réseau UCTE, et une évolution de laréglementation pour renforcer la capacité des GRT à agir sur la production et la tenue desplages de fréquence et de tension par la production décentralisée.

3.3 Contractualisation des engagements de performances

L'année 2007 a été marquée par la préparation de l'évolution des contrats de participationdes producteurs aux services système, et du contrôle des performances correspondant parRTE, car les contrats de gré à gré entre RTE et les producteurs arrivaient à échéance. Latrame type d'un nouveau contrat a été préparée avec les producteurs, pour mise enapplication en 2008. Un certain nombre de clauses évoluent, par exemple sur les règles depénalisation des occurrences de non respect des prescriptions fréquence / puissance en casd'aléa industriel, ou la valorisation de l'aptitude à fonctionner en compensateur synchrone.Les contrats seront assortis de plans d'actions pour avancer sur des problèmes techniquesidentifiés où il reste temporairement difficile de spécifier des critères de performance pouvantêtre contrôlés et faire l'objet de sanctions financières, tels que la vérification ducomportement des groupes asservis au Réglage Secondaire Coordonné de la Tension(RSCT) ou le suivi des groupes hydrauliques fil de l'eau en asservissement d'ouverture.Un contrat a été expérimenté en fin d'année avec GDF pour application spécifique auxgroupes DK6 de Dunkerque.

Le mois de janvier a vu la signature entre RTE et EDF des Règles Communes Ouvrages deProduction "RCOP" Exploitation - Conduite. Ce document définit le référentiel applicable àl'interface entre les deux parties pour l'exploitation des ouvrages électriques, la conduite desouvrages électriques, et les relations de conduite liées à la production d'énergie électrique.L'application de ces règles doit être traduite au niveau des entités régionales par desconventions d'exploitation et des conventions de conduite.

Du côté des distributeurs, l'année 2007 a vu également des travaux très importants :- la signature des Règles Communes pour le Développement et le Renouvellement des

Postes Sources (RCDRPS), qui lient RTE et le distributeur EDF pour la création despostes sources, leur extension et leur renouvellement ;

- la préparation d'un accord entre RTE et les distributeurs sur une "Note de modalités dedélestage" ;

- la préparation avec le distributeur EDF d'engagements sur les dispositions desauvegarde, assortis de réalisations systématiques d'essais ;

- la signature entre RTE et le distributeur EDF d'un contrat de prestations pourl'observabilité par RTE du parc éolien raccordé au niveau HTA sur des départs dédiés ;l'objectif est de définir un solution permettant à RTE d'être en mesure d'ici fin 2008d'estimer globalement la production éolienne raccordée en HTA sur des départs dédiés etHTB avec une précision moyenne de 8 %, et de disposer des mesures de puissanceactive des parcs éoliens situés dans les zones en contraintes locales sur le réseau HTB.

3.4 Référentiel interne RTE

Le Référentiel d’Exploitation Système a vu la mise en application ou la sortie de documentssur la sûreté à assurer face aux risques de pertes d'ouvrages, les scénarios de renvoi de



tension, l'amélioration des données d'études de sûreté, la formation à la planification et à lapréparation de la conduite, la formation aux outils d'analyse de la sûreté.Côté Référentiel d'Exploitation Transport, on note l'actualisation de textes sur la coordinationen courant des ouvrages, et la mise à jour de ladoctrine du réenclenchement automatique.2007 a également vu la mise en application deréférentiels communs aux exploitants du systèmeélectrique et des ouvrages de transport, notammentsur le débouclage automatique, l'application de ladoctrine de coordination en courant, et l'utilisation dela thermographie infrarouge pour la maintenance deslignes. Le Code de Conduite des Réseaux deTransport (CCRT) a été mis à jour sur les règlesrelatives à la téléconduite et la gestion des jeux debarres en régime d'incident.

4 Evolution des dispositions contribuant à la sûreté dans le domaine matériel

4.1 Performances intrinsèques des composants

4.1.1 Groupes de production

Le paysage du parc de production est en passe d'évoluer sensiblement par l'arrivée denouveaux groupes, essentiellement des cycles combinés à gaz et des éoliennes, qui serontraccordés au réseau de RTE directement ou via des postes sources du réseau public dedistribution. RTE a répondu en 2007 a une centaine de demandes de raccordement. Fin2007, les installations pour lesquelles les producteurs ont accepté les propositionstechniques et financières de RTE représentent environ 22 300 MW, dont 2 700 MW deproduction éolienne.

Des groupes de puissance significative se sont raccordés au RPT. On note principalement :- la mise en service en octobre du groupe 3 de la centrale de Cordemais, d'une puissance

de 685 MW, sorti de la situation d’arrêt volontaire où il était depuis plusieurs années ;- la mise en service industrielle en novembre d'une deuxième turbine à combustion de

130 MW à la centrale d’Arrighi ; cet apport de production en région parisienne est un atoutsupplémentaire pour la gestion des tensions basses.

Pour les groupes existants, un point majeur à considérer est le taux de réussite des îlotages,compte tenu de leur importance pour pouvoir faire face à une éventuelle reconstitution duréseau après incident de grande ampleur. Le niveau des performances confirme leredressement qui avait été opéré en 2006 pour réussir les essais d'îlotage après deuxannées consécutives de baisse, et est suffisant vis-à-vis du taux nécessaire pour que ladoctrine de reconstitution du réseau par ossatures soit applicable. Les quinze essaisprogrammés ont été effectués et ont tous réussi. Cependant le seul îlotage fortuit qui estsurvenu a échoué. Ceci conduit à un taux de réussite global de 94 % (88 % en 2006, 81 %en 2005, 82 % en 2004) ; en moyenne glissante sur les quatre dernières années, le taux deréussite global est de 86 % pour 71 îlotages (86 % en 2006, 88 % en 2005, 91 % en 2004).

Du côté des essais périodiques de scénarios de renvoi de tension vers les groupes degrande puissance, la réalisation des essais tentés a été satisfaisante, mais l'année 2007 a vuun nombre important de décalages de programmation. 21 essais étaient programmés vu dudébut de l'année, et trois essais ont été ajoutés courant 2007 ; 11 essais ont été réussis sur

Référentiel d'Exploitation Système RTE

La doctrine d'exploitation du systèmeélectrique exprime formellement lesprincipes suivis dans l'exploitation àRTE, depuis la gestion prévisionnellejusqu'à la conduite en temps réel et auretour d'expérience. Elle sert de cadre deréférence pour établir les consignes,guides opératoires directementutilisables par le personnel de conduite.



14 commencés ; sur les trois essais ayant échoué, un a été arrêté pendant la phase depréparation, deux ont débuté puis ont été stoppés durant la phase de renvoi de tension.Globalement, le taux de réussite des essais de renvoi de tension peut être caractérisé sur2007 de deux façons :- défini comme le rapport entre les essais réussis et tentés, il est de 79 % (95 % en 2006,

81 % en 2005) ; ce taux est intéressant vis-à-vis de ce qui pourrait se passer sur incidentgénéralisé ;

- défini comme le rapport entre les essais réussis et programmés, il est de 46 % (86 % en2006, 78 % en 2005) ; ce mode de calcul permet d’intégrer les abandons d’essaisprogrammés, vis-à-vis duquel il faut rester vigilant pour garder la périodicité suffisante desessais pour chaque scénario de tension et pour chaque site de production cible ; la baissedu taux enregistrée en 2007 a amené un retour d'expérience (cf. §6.2).

4.1.2 Protections et automates d'exploitation, contrôle - commande

Un essai périodique a été réalisé en août sur l'automate situé au poste 400 kV de Coulange,qui a pour rôle de provoquer l'îlotage d'un ou deux groupes de production de Cruas lors desituations particulières de surcharge de lignes dans la vallée du Rhône. Le caractèreopérationnel de l'automate est ainsi conforté dans sa globalité.

La numérisation du contrôle-commande des postes se poursuit dans le cadre du projet"ELECTRE Grands Postes", avec pour échéance fin 2018 ; l'intérêt de cette numérisationpour la sûreté consiste notamment en la mise à disposition d'autocontrôle des fonctions decontrôle-commande local ; fin 2007, 52 tranches BT 400 kV sur 1310 étaient numérisées.

Du côté des plans de protection 400 kV (plans 1975, 1983 et 1986), on compte 53 anomaliesbasse tension ayant eu un impact sur un organe haute tension, contre 47 en 2006 et 2005.Elles se sont traduites par 26 ouvertures intempestives de disjoncteurs dont 13 sur défautélectrique, 5 non fermetures, 1 fermeture intempestive, 1 non ouverture et 12 ouverturestardives dues pour une part significative aux téléinformations utilisées par les protections.Elles ont donné lieu à 34 ESS 0 et 1 ESS A.26 anomalies sont d’origine technique ; parmi elles, 14 viennent de pannes de matériel, 3 decauses fonctionnelles, et 9 de systèmes de télécommunication (2 en 2006) qui touchentprincipalement deux liaisons.Avec 9 occurrences, le nombre d’anomalies d’origine humaine retourne à la hausse aprèsles années 2006 (5 cas) et 2005 (3 cas) qui avaient vu une amélioration ; cela provientnotamment de problèmes de filerie (3 cas) et des interventions (3 cas).On note 17 anomalies de cause inconnue, soit 3 de plus qu'en 2006 qui s’inscrivait dans lamoyenne de la période 1996-2005 ; dix restent sans conclusion ; elles sont duesprincipalement à des comportements de matériels n’ayant pu être reproduits.

4.1.3 Réglages automatiques de la fréquence et de la tension

Le système RST-N, qui porte sur la rénovation du Réglage Secondaire de la Tension, acontinué à être déployé dans les régions. Fin 2007, il ne restait plus à migrer que quelqueszones équipées de groupes hydrauliques. Par rapport à l’ancien RST, le RST-N offre denouvelles possibilités d’aide à la décision ; il améliore la connaissance et la gestion du réactifdes groupes, ainsi que la convivialité de l’interface homme / machine ; plus évolutif, il faciliteégalement l’intégration des nouveaux groupes participant au réglage secondaire.

Conformément à la décision prise en 2006, le projet RSCT-NA a été engagé ; il permettra depérenniser le "Réglage Secondaire Coordonné de la Tension" (RSCT), système trèsprécieux pour la maîtrise de la tension dans la région Ouest, via le réseau de téléconduite



ARTERE et les nouvelles installations de production ; l'architecture cible de cette rénovationdu RSCT a été établie ; le premier site de production concerné sera celui de Cordemais.

4.1.4 Ouvrages de transport

L'année 2007 a vu se concrétiser la mise en service de plusieurs ouvrages 400 kV :- la ligne à deux circuits Chaffard - Grande Ile, entre Lyon et Chambéry, qui va contribuer à

lever les congestions de réseau entre la région alpine et la vallée du Rhône ;- la liaison Vigy - Saint-Avold, premier tronçon de la ligne à deux circuits Marlenheim - Vigy

appelée à renforcer les capacités de transport en Alsace et en Lorraine ;- le poste de Montagny-lès-Lanches, inséré en coupure sur la liaison Albertville - Cornier ;- la liaison Chaffard - Saint Vulbas 4.

Au niveau 225 kV, la ligne Chooz - Jamiolle, qui relie la France et la Belgique, a étéremplacée par la ligne Chooz - Monceau et un nouveau transformateur déphaseur installé àMonceau (en Belgique), ce qui répartit mieux les transits sur les lignes reliant les deux pays.

Par ailleurs, pour répondre au défi de l'augmentation de la capacité de transport des lignesaériennes, RTE a choisi une nouvelle gamme de câbles de lignes aériennes à faibledilatation, de type "Aluminium Conductor Steel Supported" ; ayant fait l'objet d'importantstravaux de R&D, ils devraient faire l'objet d'une réalisation de grande ampleur en 2008.

4.1.5 Systèmes de conduite

Le comportement du Système National deConduite (SNC), entré en exploitation en2004, peut être caractérisé sur 2007 :- par une indisponibilité fortuite totale

pour le SNC de 3h00mn (pour 7h50mnen 2006) ; pendant ces indisponibilités,l’observabilité du réseau depuis le SNCa été perdue, mais les dispositions desecours ont permis de conserver ladisponibilité de la fonctiond’observabilité du réseau au niveaunational ;

- par une durée de perte d’émission duniveau du réglage secondaire fréquence- puissance (RSFP) depuis le SNC de20h49mn (contre 29h43mn en 2006) ;dans ce cas, des dispositions sontprévues pour émettre le niveau ens’appuyant sur l’outil ASN (Animateur duSynoptique National) ; la durée de pertetotale de l’émission du niveau (pourindisponibilité conjuguée du SNC et del’ASN) a été de 14 mn (28 mn en 2006).

Concernant les moyens de conduite des dispatchings régionaux, l'année 2007 a vu desavancées significatives de projets :- le SRC (Système Régional de Conduite) a été mis en exploitation sous contrôle au

dispatching de Lille ; ce système, utilisé pour la conduite du réseau au niveau régional,vient remplacer l'outil SIRC qui avait été mis en place au début des années 80. Après sa

Le système de téléconduite français

La taille et la complexité du système électriquefrançais justifient une organisation hiérarchisée desfonctions de surveillance et de commande quiimplique quatre niveaux de conduite :- un niveau national, assuré par le Centre National

d'Exploitation Système (CNES) ;- un niveau régional, assuré par les Unités

Régionales Système Electrique (URSE) ;- un niveau de regroupement de surveillance et

conduite, assuré depuis les PEXI (Pupitred’Exploitation Informatisé) des Groupements dePostes pour les installations de transport,auxquels s’ajoutent les points de commandecentralisée d'utilisateurs (producteurs,distributeurs, consommateurs…) ;

- un niveau local représenté par les installations depuissance (postes de transport, production).

Ces niveaux de conduite sont reliés par le "Réseaude Sécurité", réseau de télécommunication dédié àl'exploitation qui permet aux exploitants d'échangerordres et informations en toutes circonstancesnotamment dans les situations de crise où lesmoyens de communication publics peuvent êtresaturés.



validation en exploitation qui durera jusqu'à mi-2008, il sera étendu aux six autresdispatchings régionaux en 2008 et 2009 ;

- également dans la région Nord-Est, un nouvel outil de gestion du point de commande dela liaison à courant continu France - Angleterre (IFA) a été mis en exploitation souscontrôle en février ; le N-PCP permet une meilleure gestion des paramètres d'optimisationde la liaison, et offre une nouvelle interface homme -machine qui facilite la saisie desmodifications du programme d'échanges ;

- après les régions Normandie - Paris et Sud - Ouest équipées en 2006, la nouvellecentrale d’alarmes et de sons a continué a être déployée dans les dispatchings desrégions Ouest, Est et Sud-Est ; ce projet est l’occasion d’homogénéiser les solutionsrégionales disparates qui existaient jusqu’alors ; l’équipement, doté de nouvellesfonctionnalités, permet, en complément à la visualisation offerte par les systèmes deconduite, de solliciter l’attention des dispatchers de façon plus efficace et plus sélectivelors d’évolutions de l’état du réseau ;

- les synoptiques traditionnels, qui utilisaient une représentation par carroyage, continuentà être remplacés par l'outil ATSR appelé plus communément « Mur d’images », basé surla rétro-projection d’images dynamiques ; après l'Est, le Sud-Est et Normandie - Paris,des murs d’images ont été installés en 2007 dans les régions Nord-Est, Rhône-Alpes-Auvergne et Sud-Ouest ;

- les régions sont également impactées par le renouvellement des équipements deconduite entrepris par le producteur EDF (projet ARCHIPROD) ; les équipementsconcernés côté RTE sont notamment le Système d'Alerte et de Sauvegarde (SAS), latransmission des niveaux du réglage secondaire de tension et du réglage secondairefréquence - puissance, la remontée des téléinformations et la transmission decommunications téléphoniques deconduite.

RTE a par ailleurs poursuivi le projetROSE, qui consiste à moderniser leRéseau de Sécurité en le numérisant eten le dotant plus largement de supportsde transmission à fibres optiques poséessur les ouvrages de transport, pouraccueillir les applications de niveau hautportant les enjeux de sûreté :téléprotection, avec priorité auxprotections différentielles de lignes,téléconduite et téléphonie de sécurité.En 2007, le réseau ROSE s'est accru de1 800 km ; au total 10 000 km sont poséset 3 200 km restent à installer.Concernant les protections différentiellesde lignes 400 kV, 24 ont été migrées sursupport ROSE, et l'on compte à fin 2007110 protections s'appuyant sur les fibresoptiques pour 76 utilisant les faisceauxhertziens ou câbles pilotes ; la migrationsur ROSE devrait s'achever en 2011.

Les outils de conduite n'avaient jusqu'à présent pas été conçus pour prendre en comptespécifiquement la production d'origine éolienne. Or, celle-ci, qui est en pleine expansion, aun impact croissant sur la sûreté du système électrique français, et elle présente desparticularités qui ne sauraient être négligées sans s'exposer à de grands risques (notamment

Systèmes de Télécommunication de Sécurité

Leur objectif est de constituer un réseau de sécurité surla base d’une infrastructure de télécommunicationsdédiée, permettant l’acheminement de l’ensemble desinformations (voix, données) nécessaires à latéléconduite.Ces systèmes assurent les fonctions suivantes :- la transmission des données de téléconduite de tous

les Postes Asservis (PA) et d’un nombre limité deconversations téléphoniques entre postes de grandtransport et Groupements de Postes ;

- la transmission des données de téléconduite et desconversations téléphoniques entre Groupement dePostes et dispatching ;

- la transmission des données de téléconduite et desconversations téléphoniques entre centrales deproduction et dispatching ;

- la transmission par radio des conversationstéléphoniques entre équipes mobiles de terrain et leurbase.

Les réseaux de RTE évoluent en fonction desopportunités apportées par les nouvelles technologies,dans une optique de fiabilité et sécurité toujours accrues,en privilégiant les axes de mutualisation autorisés par lesapports technologiques.



du fait de la variabilité de la production en fonction de la météorologie locale, et de l'arrêtpossible automatique des machines en cas de perturbation sur le réseau ou de vent fort).Aussi, RTE a lancé en 2007 le projet IPES (Insertion de la Production Eolienne dans leSystème), qui porte entre autres sur l'adaptation des outils pour intégrer ce type deproduction dans la conduite et la gestion prévisionnelle du système électrique.

4.1.6 Charges / consommation

Les pics de consommation augmentent plus vite que la consommation annuelle, sollicitantde plus en plus le système électrique. Depuis 2001, année du premier Bilan sûreté, laconsommation française d'électricité a augmenté de 6,7 %, tandis que le pic annuel deconsommation a augmenté de 11,8 %.

Le CNES (dispatching national de RTE), au vu des consommations exceptionnelles dedécembre, a procédé à des analyses pour évaluer si les niveaux de consommation étaientprévisibles et s'ils avaient été effectivement prévus dans l'étude préparatoire du passage del'hiver 2007-2008. Il en résulte que l'analyse prévisionnelle avait bien anticipé la possibilitédes niveaux exceptionnels constatés, compte tenu d'une part d'une prévision deconsommation à conditions normales élevée, et d'autre part d'une augmentation du gradientd'hiver et donc d'une sensibilité plus grande aux températures froides.

RTE a mené une concertation avec les acteurs du marché sur les conditions de mise enœuvre d'une expérimentation permettant de tester l'efficacité d'un dispositif d'effacement deconsommation diffus proposé par un opérateur, qui serait commandé par l'intermédiaire deboîtiers installés chez des consommateurs depuis un point de commande centralisé géré parl'opérateur concerné.

4.2 Structure du système et ses règles de conception

Engagé après les tempêtes de 1999, le programme de sécurisation mécanique du réseau sepoursuit. La consolidation des pylônes les moins robustes est réalisée à 84 % (pour unengagement de niveau de 85 % en 2007 dans le Contrat de Service Public), et 75 % destranchées forestières ont été mises en conformité (pour un engagement de 85 % en 2007).Le déploiement des dispositifs anti-cascades s’achèvera en 2010 pour les postes de priorité1, déjà équipés à 66 %, et en 2013 pour les postes de priorité 2 et 3, équipés à 20 %.

La loi a confié à RTE la réalisation tous les deux ans d'un bilan prévisionnel de l'équilibreentre l'offre et la demande d'électricité. Il constitue l'un des éléments sur lesquels s'appuientle ministre en charge de l'énergie et les pouvoirs publics pour définir la programmationpluriannuelle des investissements de production (PPI - la dernière a été publiée à l'été 2006).Le précédent bilan prévisionnel, sorti en octobre 2005, portait sur l'horizon 2006-2015 ; ilavait montré que l'accroissement des capacités de production programmées était insuffisant,et que des besoins supplémentaires étaient nécessaires.Depuis, un grand nombre de projets de nouveaux moyens de production sont apparus(éoliennes et cycles combiné au gaz notamment). Les demandes de raccordement auréseau public de transport reçues par RTE depuis début 2005, pour lesquelles la solutionproposée a été agréée par le producteur, portent sur un volume de plus de 13 000 MW.En juillet, RTE a rendu public son troisième Bilan prévisionnel de l'équilibre offre - demanded'électricité en France, qui porte cette fois sur l'horizon 2007 - 2020. Il intègre l'évolution à lahausse des projets de production, le renforcement des actions en faveur de l'efficacitéénergétique, le recul de la consommation d'électricité dans la grande industrie, la moindrecroissance des prévisions de consommation. La sécurité d'approvisionnement en électricitéde la France continentale apparaît ainsi raisonnablement assurée jusqu'à 2012, sous



condition de la réalisation des infrastructures électriques correspondantes. A horizon 2020,face à la demande prévue, le complément à apporter à l'offre de production déjà acquises'élève à 10 500 MW, sur la base d'un arrêt de l'exploitation des groupes nucléaires à eaupressurisée actuels au bout de 40 ans ; compte tenu des objectifs de la PPI en matièred'énergies renouvelables et de trois groupes à cycle combiné gaz dont l'engagement estimminent, il resterait environ 4000 MW d'équivalents thermique à décider.Au delà de l'équilibre national, le bilan prévisionnel 2007 comporte l'analyse spécifique dedeux zones géographiques qui en ont en commun d'être déficitaires en moyens deproduction et de se trouver géographiquement excentrées : la région PACA, où le niveau desécurité d'approvisionnement en électricité est aujourd'hui très préoccupant, et la Bretagne,qui reste une péninsule électrique fragile, avec une production qui se situe très en deçà despuissances couramment appelées par les consommateurs.

La loi du 10 février 2000 et le décret sur le projet de cahier des charges type RPT prévoientl'élaboration par RTE d'un schéma de développement du réseau à intervalle de deux ans ; ilconstitue un outil de concertation régionale, où RTE présente les zones de fragilité électriqueet rappelle les projets en cours pour lever ces fragilités. Le précédent, portant sur la période2003-2013, avait été approuvé puis publié mi-2005. RTE a donc préparé un nouveauschéma de développement, cette fois pour 2006-2020. Il a été transmis fin 2007 au ministèrede l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de l'aménagement du territoire.

4.3 Autres dispositions matérielles contribuant à l'exploitation

RTE a engagé en 2004 le programme "Outil Industriel", qui a pour objectif d'améliorer laconnaissance et la maintenance du patrimoine. Il fédère diverses applications décrivant lesinstallations (Infoligne, Infocâble, Infoposte), organisant la maintenance (SAM : Systèmed’Aide à la Maintenance) et la planifiant (SPORT : Système de Planification des Opérationssur le Réseau public de Transport), et analysant les coûts (GCP). Une étape significative aété franchie en 2007 avec le déploiement sur la région pilote Nord-Est d'un nouveau systèmed'information pour SAM et SPORT.

5 Evolution des dispositions contribuant à la sûreté dans le domaineorganisationnel et humain

5.1 Culture de sûreté, management du facteur humain, formation

FormationRTE développe un simulateur de l’outil de surveillance et de conduite local PEXI (Pupitred’Exploitation Informatisé) pour les agents de Groupements de Postes. Après l'installation en2006 d'un site pilote à Lyon au Service Formation, SIMAC a été mis en service dans lesrégions Rhône-Alpes-Auvergne, Nord-Est, Normandie-Paris et Sud-Ouest.

Pour la formation centralisée à l'exploitation du système électrique, on peut noter :- un repositionnement du pilotage de la formation a été effectué en s'appuyant sur

l'animation des métiers, avec en appui le Service Formation et le département centralmaître d'ouvrage de la formation (DPSAR) ; un nouveau questionnaire a été élaboré pourétablir le bilan de la formation à partir des appréciations du management des Unités ;

- dans le cursus du métier conduite2, la formation assurée en sessions A03X fait désormaisl'objet d'un bilan global annuel par le Service Formation, en application des

2 stages : A01X (formation initiale), A02X (perfectionnement), A03X (maintien des compétences, entraînementen équipe sur simulateur), A05X (perfectionnement des jeunes et futurs Ingénieurs Exploitation Conduite)



recommandations de l'audit sûreté sur les essais de renvoi de tension, et une nouvellesession a commencé à être déployée pour mettre à niveau la formation des dispatcherssuite aux nombreuses évolutions qui ont concerné le domaine de la téléconduite ;

- pour le métier gestion prévisionnelle, le cursus de formation est désormais considérécomme parvenu à maturité, avec l'intégration d'un nouveau module sur les modalitésd'arbitrage technico-économique, et l'adaptation de la formation à l'outil ASR (utilisé pourles études de sûreté N-k) sur la base du retour d'expérience acquis en 2006.

Une action a été lancée en 2007 pour définir les besoins de formation commune auxexploitants du système électrique et des ouvrages de transport, avec pour thèmes principauxles manœuvres et les analyses d'incidents.

Culture sûretéLe séminaire "Assurer ensemble la sûreté", organisé par RTE pour l'externe, a fait l'objet dehuit sessions en régions. Il s'adresse à ceux qui, chez les producteurs, distributeurs, etclients industriels, contribuent au fonctionnement du système électrique et souhaitentapprofondir leurs connaissances dans le domaine de la sûreté système ; une session a étéorganisée pour les autorités de tutelle.

5.2 Certification ISO 9001 - système de management

L’année 2007 a vu le renouvellement du certificat ISO 9001 2000 de RTE par un auditexterne AFAQ - AFNOR. La sûreté du système bénéficie des dispositions mises en place parRTE dans ce cadre à travers plusieurs macroprocessus : raccorder au réseau public detransport, enlever et mettre à disposition l'électricité, assurer l'accès aux interconnexions,assurer les services d'équilibre, développer et maintenir le réseau, assurer l'équilibre desflux, assurer l'équilibre offre / demande et compenser les pertes, et manager RTE.

5.3 Retour d'expérience (organisation du REX, évolution de l'échelle des ESS)

La grille de classement des ESS est restéestable par rapport à la dernière versionmise en application au 1er janvier 2004.

Les dispositions de retour d’expérience(REX) ont vu des évolutions :- côté exploitants du système électrique,

RTE a décidé de favoriser le partaged'expérience dans l'ensemble desanimations de métiers et la mise enplace d'une animation en bilatéral entrele niveau central et les Unités (CNES etrégions), en lieu et place du Grouped'Animation de Métier Retourd'Expérience (GAREX) spécifique quiexistait ;

- pour les exploitants des ouvrages detransport, le pilotage du REXévénementiel a été sorti de la MissionPerformance Exploitation, recentrée surla prospective et le contrôle del'adéquation des projets et despolitiques, pour être confié au Centre

Les Evénements Système Significatifs (ESS)

La détection des événements porteurs d'enseignementspour la sûreté du système électrique est assurée sur labase de critères préétablis, regroupés dans une « Grillede classification des Evénements Système Significatifs ».

La grille permet de positionner les événements à leurjuste niveau d'importance vis-à-vis de la sûreté en lessituant sur une échelle de gravité comprenant septniveaux. Un niveau 0 est affecté aux événements àenjeux plus faibles pour la sûreté mais qu'il convient demémoriser ; les niveaux A à F correspondent à desincidents de gravité croissante allant jusqu'à un éventuelincident généralisé au niveau national.

La méthodologie de classement repose sur l'appréciationcombinée de la gravité selon deux types d'entrée :- une entrée enregistre l'occurrence d'événements

élémentaires concrets affectant une fonctiond'exploitation dans un certain nombre de domaines(réseau de transport, production, exploitation dusystème, moyens de conduite, distribution) ;

- une entrée marque le niveau de dégradation dufonctionnement du système.



National d'Expertise du Réseau de RTE.

Un pas a été accompli vers la constitution d'une échelle commune européenne de mesuredes incidents : dans le cadre de l'accord de coopération pentalatérale entre France,Allemagne, Belgique, Pays-Bas et Luxembourg, signé le 6 juin entre ministres, régulateurs,GRT et associations d'acteurs des marchés, RTE a proposé un projet de grille inspiré de sagrande expérience, en cherchant une bonne correspondance entre les critères constituant lagrille et les "policies" du référentiel UCTE Operation Handbook.

5.4 Contrôle des performances

Toutes les régions ont appliqué lecontrôle des performances des groupesde production, avec ses aspectstechniques et financiers, prévu par lescontrats de services système.Ce contrôle, effectué avec l'outilCdP Prod, a permis de mettre enévidence et de corriger plusieursdysfonctionnements. On peut citer enparticulier une prise en compte aléatoiredu niveau du Réglage Secondaire deTension par certains groupes.L'année 2007 a également été marquéepar la préparation des nouveaux contratsd'achat de services système, avec leurvolet sur le contrôle de performances,devant être utilisés en 2008 (cf. §3.3).D'autre part, l'utilisation par les régions de l'outil CdP Prod a été étendue au contrôle de laconformité du comportement des groupes vis-à-vis du Mécanisme d'Ajustement.

Le bilan sûreté 2006 avait recommandé de définir et mettre en place des dispositions pourcontrôler le respect par les distributeurs des engagements de performances, de façonanalogue à ce qui a été fait avec pour les groupes de production. En 2007, on peut noter uneaction importante allant en ce sens : une campagne d'essais de l'ensemble des ordres debaisse de 5 % de la tension HTA a été faite pour le distributeur EDF ; il a également étédécidé de réaliser dans chaque région un essai de blocage des régleurs pour l'ensemble destransformateurs HTB/HTA sur ordre issu du Système d'Alerte et de Sauvegarde dudispatching, de façon à valider le bon fonctionnement de l'ensemble du dispositif.

5.5 Organisation de crise

Les 23 et 24 octobre, conformément aux engagements du contrat de service public de RTE,un exercice de crise relatif au délestage a été organisé avec les pouvoirs publics. Comptetenu de la fragilité d'alimentation électrique en région Sud-Est, la Direction de la Demande etdes Marchés Energétiques (DIDEME) du ministère en charge de l'industrie a souhaité que larégion PACA soit concernée cette année ; associant également le CNES et la région Rhône-Alpes-Auvergne, l'exercice a simulé une situation combinant une contrainte sur la gestion del'équilibre offre-demande (avec un délestage prévu en J-1) et un incident affectant le réseauet entraînant une coupure sur la région PACA. Il a permis de tester les dispositifs d’alerte, lescircuits d’information et de décision, l'articulation entre les acteurs en région et au niveaunational, la coordination des différentes cellules de crise, le caractère opérationnel des plans

Contrôle de performance des installations de production

Comme évoqué en 2001 lors des discussions avec lesutilisateurs sur le code de réseau dans le cadre duCURTE, les installations de production, lorsqu'elles sontraccordées au RPT, peuvent être soumises à un contrôlede performances.Ce contrôle, exercé avec le souci de ne pas engendrerdes surcroîts de travail importants ni des dépenses tropélevées tant pour les utilisateurs que pour RTE, a pourbut de préserver les conditions d'exploitation du RPT auservice de tous, et la sûreté du système. Le principe viséest que les performances soient contrôlées au point delivraison de l'installation, dès lors qu'un tel contrôle suffitpour pouvoir s'assurer du respect des performances.Le contrôle permet de vérifier le comportement desgroupes de production vis-à-vis du réglage fréquence -puissance (statisme, participation...), ainsi que duréglage de tension via la situation du point defonctionnement du groupe dans le diagramme U/Q.



de sauvegarde, la préparation des plans de délestage et l’efficacité de la gestion desdélestages et des relestages menés avec les distributeurs.

Par ailleurs, dans le cadre du maintien enconditions opérationnelles du plan ORTEC,chaque Unité régionale procède à l'armement deson dispositif de crise deux fois par an, et unexercice de simulation de crise de type national ourégional est mené tous les deux ans.Pour 2007, un exercice national a été effectué le12 juin, impliquant, outre le CNES, les régionsOuest, Sud-Ouest et Sud-Est ; il a consisté àsimuler la perte de plusieurs lignes 400 kVentraînant des délestages importants.On peut également citer, comme exercices menésau niveau régional :- sur la région Rhône-Alpes-Auvergne, la

simulation le 17 janvier d'un épisode de givre etde neige collante provoquant l'indisponibilité deplusieurs lignes 400 kV et 225 kV ;

- dans l'Ouest, la simulation d'un glissement deterrain près d'un poste avec des répercussionsnotables sur l'alimentation électrique de la zoneet la sûreté du système au niveau régional.

6 Enseignements tirés des événements de l'année

6.1 Enseignements tirés des ESS et de leur analyse

Le nombre d'ESS de niveau supérieur ou égal à A continue à baisser et décroît de 14 % parrapport à 2006. Ceci vient principalement de la baisse des événements affectant le domained'ESS "exploitation du système électrique" (23 ESS, pour 36 en 2006).On trouve ci-après la répartition des ESS par niveau et par domaine de la grille.

ESS 2004 2005 2006 2007A 42 65 45 41B 3 4 4 2C 1 1 0 0D 0 0 1 0E 0 0 0 0F 0 0 0 0

Total A 46 70 50 43

ESS A 2004 2005 2006 2007Réseau 16 9 6 8

Exploit. système 7 34 36 23Moyens de conduite 21 18 3 5

Production 2 6 4 5Distribution 0 3 1 2Total A 46 70 50 43

Le plan ORTEC

Le plan ORTEC (Organisation RTE de Crise) aété mis en place suite aux tempêtes de findécembre 1999. Il fixe les dispositions à prendreet l'organisation à adopter, tant au niveaunational que régional, lorsqu'une situation decrise grave est déclarée par RTE.

Outre la mise en place des ressources humaineset compétences techniques nécessaires, ilprévoit la mise en œuvre des actions decommunication associées à la gestion de lacrise. De façon concrète, des cellules de crisesont rapidement mobilisables dans toutes lesUnités et à la Direction de RTE.

En complément, des Groupes d'InterventionPrioritaires (GIP) ont été créés dans chacunedes Unités transport. Leur objectif majeur estd'assurer en moins de cinq jours lerétablissement des lignes gravementendommagées et qui revêtent une importanceparticulière pour la sûreté du système électrique.



Les deux ESS de niveau B concernent :- un défaut d'exécution d'un ordre de baisse de 5 % de la consigne de tension HTA par

deux Agences de Conduite Régionale de distribution, faute de retransmissionautomatique de l'ordre par les outils de conduite de ces agences vers les postes HTA deszones pré-programmées ;

- un non respect de la règle de sûreté N-k, en temps réel et durant environ deux heures, encas de défaut double sur une ligne à deux circuits 400 kV.

Par ailleurs, 1055 ESS de niveau 0 ont été déclarés. Leur déclaration est encouragée, carelle est précieuse pour améliorer le retour d'expérience même s'ils affectent peu la sûreté3,et pour mener des analyses thématiques selon les orientations du Comité National Retourd'Expérience (CNREX) de RTE.Ainsi, pour 2007, le CNREX a examiné deux incidents survenus dans la zone de Gueugnon,en lien avec des chantiers de rénovation du contrôle-commande numérique dans des postes225/63 kV, qui se sont traduits par des mises hors tension intempestives de réseau. Un pland'actions a été établi, avec des volets sur l'amélioration de la formation des exploitants, lerenforcement des relations entre les métiers du contrôle électrique et de l'exploitation, et ladémultiplication des enseignements dans les réunions d'animation de métier.

Un bilan approfondi a été effectué pour 2007 avec le producteur EDF dans le cadre du suivide la convention d'engagements de performances vis-à-vis de la sûreté contractée en 1999.Il a concerné les ESS du domaine "production" de la grille de classification, et les ESS ayantaffecté la production enregistrés au titre des autres domaines. L'évolution tendancielle aégalement été analysée sur les années 2001 à 2007. Les déclenchements de groupes(ESS 0) décroissent de 10 % de 2006 à 2007, mais restent sensiblement plus nombreux queceux observés sur 2001-2005. Le nombre d'ESS en rapport avec les services système a crûde 41 % de 2006 à 2007, avec une hausse des fonctionnements inopportuns en limiteur depuissance et des sorties du réglage secondaire de tension ; ceci tient pour beaucoup à lameilleure détection résultant de la mise en place de l'outil CdP Prod et du contrôle desperformances. Pour autant, le retour d'expérience effectué sur les ESS production par lesrégions montre que l'évolution globale se décline localement de façon très variable, parfois àla hausse et parfois à la baisse. Ainsi, des éléments d'explication robustes font encore défautpour comprendre et prévoir la tendance pour les ESS relevant des déclenchements deproduction et des services système.

6.2 Retour d'expérience hors ESS

RTE instruit des analyses sur des problématiques qui ne se limitent pas aux ESS survenus,au niveau régional comme au niveau national, en particulier dans le cadre du ComitéNational Retour d'Expérience (CNREX) et du Comité Technique Transport (CTT).

Une réunion du Comité CNREX a été consacrée au thème de la tenue de la tension, illustrépar des situations d'exploitation difficiles rencontrées en janvier 2007 dans les régions Ouest,Sud-Ouest et PACA. Il en est sorti un plan d'actions sur les processus d'études en tension etles critères opérationnels de sûreté, les prévisions de consommation, les ordres desauvegarde, la doctrine automates, la gestion de crise et la formation.

Le Comité CNREX a également examiné la question des défauts doubles qui affectent leslignes 400 kV. L'attention avait été attirée sur ce sujet par neuf occurrences dedéclenchements simultanés de liaisons à double terne survenues en juin. Une analyse a été

3 ainsi, on déclare en ESS 0 tout déclenchement inopiné de groupe de production et tout déclenchement de ligne400 kV, alors que de tels aléas sont couverts par le respect de la règle d'exploitation N-k



menée sur tous les incidents de ce type survenus depuis 1996, en examinant plusspécialement la répartition par régions et par ouvrages, les causes des défauts, la corrélationavec les conditions météorologiques et l'évolution de la longueur des files de pylônesconcernées. Elle conduit à constater une forte diminution des défauts permanents, et lastabilité dans le temps de la proportion de défauts provoqués par la foudre (80%). Les suitesproposées concernent d'une part une recherche de solutions techniques pour améliorer larobustesse des lignes doubles aux défauts, d'autre part une évolution de la règle N-k duréférentiel d'exploitation.

Le Comité Technique Transport (CTT) a consacré une journée au contrôle-commandenumérique des postes de transport. Elle a réuni les concepteurs des fonctions centrales deRTE, les acheteurs et approvisionneurs, et les exploitants dans leurs composantesopérationnelle, fonctionnelle et managériale, pour aborder notamment les sujets suivants :politique de renouvellement, architecture et configuration des postes, ingénierie, réalisation,recette usine et contrôle sur site, organisation de la maintenance, formation, et pilotage deschangements apportés par la numérisation du contrôle-commande.

Le dispatching national, en s'appuyant sur son retour d'expérience et sur les résultats del'audit sûreté sur les écarts de fréquence (cf. bilan sûreté 2006), a expérimenté puis mis enplace des dispositions opérationnelles importantes pour suivre à partir des informationsdéclaratives des producteurs les énergies réglantes en petit et grand mouvement, ajuster lesparamètres du réglage secondaire fréquence / puissance ; un nouvel indicateur de qualité duréglage permet de surveiller le point de fonctionnement dans le plan (f, Pi) (signaux duRSFP relatifs aux écarts de fréquence et de programmes d'échanges aux frontières).

Avec le producteur EDF, l'année 2007 a vu la mise en place du "Comité de PilotageReconstitution du réseau et Renvois de tension" (CPRR), qui suit l'application du contratsigné en 2006 entre RTE et EDF sur ce sujet. Ce comité a été très actif et a permis unpartage très fort du retour d'expérience. Le bilan des îlotages sur 2007 est particulièrementsatisfaisant (cf. §4.1.1). Celui des essais de renvoi de tension l'est moins : le taux de réussitedes essais tentés est bon, mais beaucoup d'essais ont été annulés. Le CPRR a donc décidépour 2008 un rattrapage volontariste des écarts en prévoyant la réalisation de davantaged'essais, et un renforcement du processus de programmation des essais côté EDF.

L’analyse de l'élimination par les protections et les automates des 524 courts-circuits subispar le réseau 400 kV (en 2006 : 443) donne une indication sur l'évolution de l'efficacité desplans de protection. 85,9 % des courts-circuits ont été éliminés en moins de 100 ms (2006 :88,5 %, 2005 : 86,4 %), et 96,5 % en moins de 150 ms (2006 : 98,0 %, 2005 : 97,8 %).

Pour l'ensemble des 360 liaisons 400 kV, le taux d'indisponibilité fortuite a été de 0,04 %, etle taux d'indisponibilité programmée de 1,74 %. Parmi ces ouvrages 400 kV, on distingue160 liaisons dites "sensibles", dont l'absence fortuite en temps réel entraîne une gênesignificative pour le système électrique, et pour lesquelles RTE met en œuvre des mesuresappropriées (plan de maintenance renforcé, constitution de lots de dépannage complets,visite d'ouvrage engagée sans tarder même en heures non ouvrables en cas dedéclenchement définitif…) ; leur taux d'indisponibilité fortuite a été de 0,02 %. On distingueégalement 64 liaisons 400 kV dites "stratégiques", dont l'absence en conduite entraîne unegêne telle qu'on doit proposer des dispositions permettant de réduire le besoin de leurconsignation ; leur taux d'indisponibilité programmée a été de 0,66 %.

6.3 Faits notables concernant les autres systèmes électriques

Peu de grands incidents ont été rapportés en 2007 :



- dans la nuit du 18 au 19 janvier, la Pologne a été balayée par une tempête qui a provoquéle déclenchement de 26 lignes 400 kV et 200 kV, et la coupure d'environ 1800 MW ;

- dans la soirée du 4 juillet, une panne a paralysé l'est de la Géorgie et sa capitale Tbilissi,suite au déclenchement de deux lignes acheminant l'énergie depuis l'ouest du pays ;

- le 23 juillet, Barcelone a été privée d'électricité à la suite d'une cascade dedéclenchements initialisée par la chute d'un ouvrage 110 kV sur une ligne 200 kV ;

- le 25 juillet, un grand incident a affecté l'Albanie, la Macédoine et la Grèce ; l'Albanie a ététotalement privée d'électricité par la défaillance de la ligne acheminant le courant depuisla Macédoine ; le réseau grec est passé en réseau isolé, avec un délestage de 1300 MWet la chute de la fréquence à 48,7 Hz ;

- pour éviter le blackout, le premier électricien japonais TEPCO a dû recourir le 22 août,pour la première fois depuis 17 ans, à une clause contractuelle lui permettant d'ordonnerà ses 1250 plus gros clients de réduire leur consommation, lors d'une période de caniculeconjuguée avec l'arrêt d'une centrale nucléaire endommagée par un séisme ;

- le 10 septembre, la Guadeloupe a connu une panne totale due à un fort orage tropical ;- l'Afrique du Sud a de nouveau été confrontée à la pénurie d'électricité ; des délestages

tournants ont dû être organisés en décembre pour éviter un blackout.

7 Indicateurs en lien avec la sûreté

7.1 Indicateurs du tableau de bord de la CRE

La CRE suit dans son « Compte rendu d’activité RTE » des indicateurs dans différentsdomaines. La CRE et RTE avaient défini en 2005 de nouveaux indicateurs en lien avec lasûreté, relatifs à la constitution des services système par les responsables de leurprogrammation. Ils concernent notamment, pour chaque période de référence trimestrielle :- le nombre de défaillances et d’écarts de performances (et les valorisations associées) des

groupes de production, pour le réglage primaire et le réglage secondaire f/P, ainsi quepour le réglage primaire et le réglage secondaire de tension ;

- le nombre de groupes situés en zone sensible vis-à-vis du réactif qui se sont trouvésindisponibles pour les réglages primaire et secondaire de la tension ;

- le nombre d’indisponibilités de la fonction de compensation synchrone des groupes.Ces indicateurs ont été suivis sur toute l’année pour les responsables de programmation deproduction EDF et SNET.

7.2 Indicateurs internes RTE

Le présent bilan montre que la sûreté du système relève de domaines variés et de beaucoupd'acteurs.Plusieurs indicateurs mis en place par RTE dans le cadre de la démarche Qualitéconcernent la sûreté, dont les suivants :- nombre de défauts liés à la végétation ;- indisponibilité fortuite des ouvrages 400 kV ;- indisponibilité fortuite des ouvrages 225 kV ;- nombre ESS « réseau » + « moyens de conduite » de niveau supérieur ou égal à A ;- taux d'inaccessibilité des sites sur le réseau Artère ;- nombre de défaillances humaines d’origine exploitants des ouvrages de transport ;- nombre d'ESS A et B sur 12 mois glissants ;- nombre d'ESS de niveau supérieur ou égal à C ;- déclaration des ESS de niveau 0 ;- taux de télémesures et de télésignalisations indisponibles ;- nombre d'erreurs humaines à responsabilité exploitants du système électrique ;



- taux d'ESS liés au processus équilibre offre - demande ;- écarts du réglage secondaire fréquence - puissance.

7.3 Indicateurs pour la communication externe sur la sûreté

Conformément aux recommandations du Bilan Sûreté 2003, validées par le Comité Exécutifde RTE, l'indicateur à utiliser pour la communication externe sur la sûreté est constitué parles nombres d'ESS pour les niveaux A à F, soit pour 2007: 2 B, 41 A.Cependant, quelques chiffres ne peuvent pas rendre compte du niveau de sûreté, et ladéclaration des ESS, si elle est très précieuse, ne rend compte que des incidents, et pas desaméliorations. C'est donc le Bilan Sûreté annuel qui doit être utilisé de façon privilégiée pourcommuniquer sur le niveau de sûreté avec l'externe, dans la mesure où il rend compte, encohérence avec la Politique de sûreté du système électrique, de toutes les facettesimportantes de la sûreté, et du rôle de chaque acteur dans la construction de la sûreté.

8 Actions de progrès en cours

8.1 Actions en direction des partenaires concernés (GRT, Utilisateurs, etc)

Comme les autres années, nous nous proposons de mentionner certaines des coopérationsactives qui sont en cours, avec des partenaires d’Europe ou d'autres continents, pouraméliorer les analyses de sûreté, effectuer le retour d'expérience sur les grands incidents, etadapter les dispositions préventives et curatives faces à de tels incidents. RTE procèdeégalement dans ces domaines à des ventes de prestations, qui sont facteur de remises encause et donc de progrès.

Suite au 4 novembre 2006, RTE, TERNA, EON et ELIA ont décidé d'organiser entre eux desrevues entre pairs ("peer to peer review") de leurs dispositions et organisations face auxincidents. L'année 2007 a permis de préparer des questionnaires sur la base des chapitres1, 3 et 5 du référentiel Operation Handbook UCTE, pour application concrète début 2008.

Depuis 2004, les bilans sûreté présentent les actions menées par le Club « Very LargeOperators » (VLPGO), dont RTE et TEPCO avaient parrainé la mise en place sur propositionde PJM. Il concerne les opérateurs de systèmes de puissance installée supérieure à50 000 MW ; ceux-ci sont confrontés à des problématiques similaires pour assurer la sûreté,dont certaines ne sont étudiées par aucune organisation existante ; aussi ce club sepropose-t-il de faire avancer ces questions en construisant et publiant des positionscommunes. En 2007, les thèmes et les objectifs ont été redéfinis, pour créer trois nouveauxgroupes de travail traitant de l'utilisation des mesures synchronisées, de la prévention deseffondrements en cascade par l'emploi de mécanismes auto-curatifs, et des mécanismes etinstruments incitatifs pour promouvoir de nouvelles capacités de production.

Les bilans sûreté précédents avaient souligné la coopération accrue engagée entre laFrance et l’Italie, à la suite de l’incident qui avait privé d’électricité l’Italie le 28 septembre2003, pour accroître la sûreté du système interconnecté entre les deux pays. RTE a concluun accord de principe avec le GRT italien TERNA pour améliorer l'interconnexion entre lesdeux pays, avec l’objectif d’augmenter de 60 % la capacité d'interconnexion (optimisation duréseau existant dans les Alpes, étude de la faisabilité d’une nouvelle interconnexion).

Avec les GRT du Luxembourg, de Belgique, des Pays-Bas et d’Allemagne, RTE a décidé decréer une filiale commune, CASC-CWE (Capacity Allocation Service Centre for the CentralWestern Europe), dont la mission est de réaliser l’allocation de capacités de transport sur les



frontières communes aux cinq pays, avec pour objectif de faciliter les échangestransfrontaliers en standardisant ce service sur la zone.

Pour la coordination du système électrique interconnecté européen, les outils logiciels jouentune place importante, et la coopération est particulièrement nécessaire. RTE a continué ladiffusion auprès des GRT européens de certains modèles et plates-formes logiciellesd’études utilisés par ses équipes. En particulier, RTE a démarré une collaboration avec leGRT belge ELIA sur l’utilisation des méthodes probabilistes dans les études dedéveloppement de réseau via la plate-forme d’études statistiques ASSESS. D'autre part, leprojet Pégase, qui vise à fournir les futurs modèles, statiques et dynamiques, d’analyse duréseau électrique européen, et qui avait été proposé par un consortium associant deslaboratoires de recherche et des GRT dont RTE, a été retenu par la Commissioneuropéenne dans le cadre d'un appel d'offres ; ce projet se déroulera de 2008 à 2010.

RTE a signé avec Korea Power Exchange, gestionnaire du réseau de transport et du marchéde l'électricité en Corée du Sud, un accord cadre de coopération sur la conduite dessystèmes électriques, qui porte en particulier sur les techniques de conduite opérationnelle,les systèmes d'information, la formation des dispatchers, l'accompagnement deschangements liés à l'ouverture du secteur de l'électricité, la sécurité d'approvisionnement.

RTE s'est vu confier en 2007 vingt-trois contrats, dans le cadre d'appels d'offresinternationaux ou en gré à gré. On peut noter :- avec Sonelgaz, compagnie d'électricité et de gaz d'Algérie, un contrat d'assistance

technique portant sur l'ingénierie des lignes et des postes ;- dans le cadre d’un jumelage avec le GRT TEIAS, une aide à l'amélioration des

performances d’exploitation et de la maintenance du réseau de transport turc ;- en Serbie, un contrat a été remporté pour renforcer les capacités techniques,

économiques et commerciales du GRT serbe EMS.

L'année 2007 a vu également l'organisation de plusieurs actions de formation ; elles ontconcerné notamment des opérateurs système de plusieurs filiales de State Grid of China,des opérateurs de transport de Powerlink en Australie pour les travaux sous tension, desopérateurs de la SNEL (République Démocratique du Congo) pour les méthodes ettechniques d'exploitation et d'entretien des réseaux de transport.

8.2 Axes de recherche

La maîtrise de la sûreté demande de savoir identifier les risques contre lesquels on veut seprémunir et de prendre à temps les dispositions nécessaires. Le retour d'expérience, s'il estprécieux, ne suffit pas, car les grands incidents sont rarement semblables à ceux qui les ontprécédés. Il est donc nécessaire pour RTE de savoir anticiper les nouvelles conditionsd'exploitation du système électrique, et de piloter des actions de recherche.

Parmi les multiples domaines concernés, citons tout spécialement pour 2007 les suivants :- du côté du contrôle des performances des groupes de production contribuant aux

services système fréquence / puissance et tension / réactif, le prototypage de nouveauxcontrôles ;

- pour la mise en place d'un suivi meilleur et régulier du réglage fréquence / puissance auniveau national, de nouveaux développements de l'outil CdP Prod, avec notamment :. l'intégration de bilans par type de production, qui a permis dès 2007 de dégager des

enseignements intéressants par analyse des écarts de fréquence aux heures pleines ;. le lancement au dernier trimestre du projet CdP Infra, ciblé sur la réalisation d'un outil

de contrôle utilisable par les dispatchings national et régionaux à un horizon proche du



temps réel, permettant d'identifier plus rapidement les groupes en écart vis-à-vis de laprogrammation et des réserves ;

- l'analyse du raccordement de futurs moyens de production sous l'angle de leursperformances dynamiques et de leur incidence sur la sûreté ;

- la poursuite avec Météo France d'axes d'études relatifs à la prévision de productionéolienne pour la gestion prévisionnelle, à la constitution de scénarios climatiquescohérents sur l'Europe et de scénarios extrêmes pour la France pour les prévisions deconsommations et l’élaboration d’hypothèses de consommation réalistes, à l’analyse de lacorrélation entre température et vitesse du vent pour l’élaboration de scénarios réalistespour les études à long terme ;

- la poursuite des études pour intégrer les groupes éoliens dans le réseau, avecnotamment une étude-pilote sur le risque de déclenchement de ces groupes sur court-circuit, le démarrage du projet IPES dont les axes principaux sont la mise en place enexploitation de l’observabilité de la production, ainsi que d’une prévision de production ;

- une étude sur la réactualisation du calcul des marges, pour tenir compte de l’évolutiondes aléas ;

- la poursuite de l'activité dans le domaine de la méthodologie d'étude de la sûreté, quis'inscrit dans une démarche visant à améliorer la connaissance des limites defonctionnement des réseaux, à proposer et à qualifier de nouvelles règles d'exploitation,et à valider des niveaux de sûreté face à un panel d'aléas donnés ; on peut citernotamment pour 2007 ce qui concerne le risque d'écroulement en tension, avec, après lestravaux menés les années précédentes sur la région PACA et la région Ouest, une étudestatistique sur la problématique de la tenue de tension en région parisienne ;

- la poursuite du développement d'outils et de fonctions pour l’amélioration de lacoordination européenne (bilan prévisionnel européen, outils pour l’analyse de sécuritésur le réseau européen, outils de calcul pour l’allocation des interconnexions selon lesméthodes dites "flow based").

9 Boucle de régulation et de contrôle à RTE

9.1 Programme d'audits en lien avec la sûreté

Dans le cadre des dispositions d'audit interne mises en place à RTE pour assurer saDirection du respect des politiques, l'aider à rechercher et corriger les faiblesses del'organisation, et apporter des conseils au management, des audits sûreté sont menés à lademande de la Direction. Ils sont réalisés selon une programmation périodique, qui peut êtrecomplétée par des demandes du management en dehors de ce plan (audits "flash").

En 2007, deux audits sûreté ont été conclus, l'un sur le débouclage sur rupture desynchronisme et le délestage associé, l'autre sur les automates spécifiques d'exploitation.Deux autres audits sûreté étaient en cours de réalisation fin 2007, l'un sur les servicessystème fréquence / puissance et tension / réactif et leur contrôle, l'autre sur le contrôle desengagements de performances vis-à-vis de la sûreté des producteurs (hors servicessystème), des distributeurs et des opérateurs en télécommunications.

Pour le programme d'audits sûreté suivant (2008 - 2009), les sujets suivants ont été retenus :- référentiels sûreté RTE et UCTE ;- fonctionnement et efficacité du retour d'expérience sur la sûreté ;- gestion des marges et des réserves rapides ;- réglage secondaire de la tension ;- exploitation des lignes d'interconnexion transfrontalières ;- numérisation du contrôle-commande des postes.



9.2 Audits en lien avec la sûreté

Audit "Débouclage sur rupture de synchronisme et délestage"La rupture de synchronisme est un phénomène dont la rapidité exclut toute action humaine.Le plan de défense doit être robuste à la fois vis à vis des défauts étrangers et des défautsinternes au réseau français. Il comporte trois volets portant respectivement sur le réseau(découpage automatique de zones), la consommation (délestage automatique), et laproduction (îlotage maîtrisé des groupes). Le découpage automatique du réseau s’effectue àl’aide de protections spécifiques (DRS) placées aux frontières des zones cohérentes, celles-ci étant identifiées préalablement par simulation ; chaque DRS détecte localement lesbattements de tension symptomatiques des ruptures de synchronisme et ouvre la lignequ’elle surveille. Début 2006, on comptait environ 450 protections de ce type.

L'audit a porté plus particulièrement sur l’exploitation du plan de défense contre les rupturesde synchronisme, la rénovation en technologie numérique de ses équipements, lamodernisation du plan de défense, l'expression du besoin en matière de maîtrise dessituations de perte de synchronisme, la complétude et la pertinence du référentiel, l’efficacitédes dispositions organisationnelles et des études, l’efficacité des dispositions matérielles, leretour d’expérience, le pilotage de l’activité et la formation des acteurs.

Audit "Automates spécifiques d'exploitation"L’exploitation du réseau s’appuie dans certaines conditions sur des automates spécifiquesd’exploitation, qui exécutent, sur la base de conditions pré-définies, des actions sur lesouvrages réseau, sur la production ou sur la charge.Deux automates ont été installés aux postes 400 kV de Saint Vulbas et de Coulange,respectivement en 1995 et 1997, pour permettre d’exploiter le réseau au plus près de seslimites et d’éviter le recours à des mesures préventives coûteuses, face à de fortescontraintes sur le réseau. Leurs conditions d’utilisation nécessitant un niveau élevé defiabilité et de disponibilité, leur conception et leur mise en place ont demandé à l’époque desstructures de projet spécifiques. Ils demeurent à ce jour les seuls automates spécifiquesd’exploitation agissant sur le réseau 400 kV en service.A des niveaux de tension plus faibles, diverses situations ont conduit à mettre en œuvre desautomates spécifiques d’exploitation en nombre beaucoup plus élevé : occurrence d’unincident particulier et mise en évidence du risque de répétition du phénomène, étudesprévisionnelles montrant l’existence de risques dans certaines configurations de réseau ousuite à l’évolution des conditions d’exploitation, réalisation effective d’ouvrages planifiés nepouvant être menée à bien aux horizons prévus.

L'audit a porté plus particulièrement sur l’évaluation des besoins et l’adéquation dessolutions possibles, la conception, la réalisation, le déploiement, l’exploitation, le maintien encondition opérationnelle ainsi que le fonctionnement du retour d’expérience.

10 Recommandations

La sûreté du système électrique français a été maîtrisée en 2007, et donne des signes deprogrès.Les conditions climatiques ayant favorisé la satisfaction de l'équilibre offre-demande, ilfaudra néanmoins s'attacher à vérifier dans les exercices ultérieurs que l'amélioration nemasque pas des problèmes.



En s’appuyant sur les constats présentés dans les différents chapitres du Bilan Sûreté 2007,la Mission Audit Sûreté recommande :

- de programmer des sujets d'analyse thématique des ESS 0 pour présentation au ComitéNational Retour d'Expérience de RTE (CNREX) ;

- de faire une revue des actions engagées suite à l'incident européen du 4 novembre 2006 ;

- de veiller, en liaison avec la révision du décret et de l'arrêté sur le raccordement de laproduction au RPT, à ce que la Documentation Technique de Référence (DTR) necomporte pas de lacunes sur les clauses nécessaires à la garantie de la sûretéconcernant le raccordement et l'exploitation des installations existantes et nouvelles ;

- de dresser un état annuel de l'application des recommandations du bilan sûreté, à partirde la mise en œuvre des plans d'actions décidés par les Directions compétentes.

Pour plus d'informations sur les principes d'élaboration du Bilan Sûreté annuel, consulter lapublication :J.M. TesseronSûreté du système électrique français : audit et reporting annuelRevue de l'Electricité et de l'Electronique (REE), n° 8, septembre 2006

Documents

bilan sûreté 2007 externe v20080707 - clients.rte …clients.rte-france.com/htm/fr/mediatheque/telecharge/bilan_surete... · 1 panorama rapide de l'evolution de l'environnement