On appelle communément système électrique l’ensemble des installa-tions électriquement interconnectées qui assure la livraison, à tous lesutilisateurs, de l’énergie électrique produite à partir de sources primairestelles que l’hydraulique, les combustibles fossiles, la fission nucléaire,l’énergie éolienne...

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L a l e t t r e d e l a C o m m i s s i o n d e R é g u l a t i o n d e l ʼ E l e c t r i c i t é e t d u G a z

A l’aube d’une nouvelle étape

Le secteur de l’électricité et de la distribution du gaz aconnu, au cours des quatre dernières années, unepériode particulièrement riche en changements dansl’organisation et le fonctionnement de ses principalesbranches d’activités que sont la production de l’électricité,le transport de l’électricité et du gaz ainsi que la distributionde l’électricité et du gaz par canalisations et ce dans unobjectif de modernisation de la gestion de ces servicespublics.

La présentation publique, le 31 mai dernier, du quatrièmerapport d’activité de la CREG depuis sa création, fut pour nousl’occasion de dresser un bilan ainsi qu’un état d’avancementdes différentes transformations prévues dans l’agenda de cesréformes et de les partager avec nos principaux partenaires etles média.

La phase d’élaboration intensive de la réglementationsecondaire étant en voie d’achèvement, il s’agit là d’une pauserelative sans doute bénéfique pour l’ensemble des partiesprenantes et également une opportunité à saisir pour prendredu recul, intégrer la portée de ce qui a changé et préparerl’avenir en s’y adaptant.

Cette nouvelle étape qui s’ouvre devrait permettre aux acteursconcernés de procéder aux aménagements requis, à la miseen adéquation des organisations, des procédures et dessystèmes d’information lesquels constituent la base d’undialogue constructif que nous avons déjà établi avec tousles opérateurs du secteur.

La CREG souhaite ainsi faciliter la transition vers la miseen œuvre de ce nouveau cadre à même d’accomplirles différents objectifs assignés à notre secteur.

Bonne lecture.

N° 6

M. Nadjib OTMANEPrésident du Comité de Directionde la CREG

Edito

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P 1 - EditoP 2 - La CommissionP 3 - Zoom sur... : Fonctionnement et conduite du SPTE

P 6 - Experiences : Les grandes pannes de réseaux électriques

P 8 - Qu’est-ce que ?P 8 - Actu-Agenda

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eFonctionnement et conduite du SPTE

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LA COMMISSION

La Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (CREG)a présenté son rapport d’activité de l’année 2008 à sespartenaires ainsi qu’à la presse et ce, en présence du Ministrede l’énergie et des mines en date du 31 mai 2009.

Cela a été une occasion de revenir sur les différentes actionsmenées par la CREG et de mesurer tout le chemin parcourudepuis l’engagement des réformes.

Pour l’année 2009, et dans la continuité des actions engagéesles années précédentes, la commission travaillera à la mise enœuvre des textes d’application de la loi 02-01 et à la poursuitedu processus d’information des consommateurs sur lenouveau cadre réglementaire ainsi que sur leurs droits etobligations.

Les activités ayant marqué la première moitié de l’année 2009sont incontestablement les travaux relatifs à la mise en placedu régime des concessions et dans le même sillage, ceuxrelatifs à la protection du consommateur et à la qualité deservice.

Consciente de l’envergure de la tâche, la CREG a entamé untravail de préparation pour la mise en œuvre des différentesétapes dès la promulgation du décret exécutif n° 08-114 du09/04/2008 fixant les modalités d’attribution et de retrait deconcessions de distribution de l’électricité et du gaz et lecahier des charges relatif aux droits et obligations duconcessionnaire.

Ce décret fixe également les différentes étapes à accomplirauprès de la CREG et du ministère de l’énergie et des minesnotamment en matière d’amélioration de la qualité du service,d’approbation des barèmes de prestations et d’élaboration desplans de développement quinquennaux.

Les sociétés de distribution ont procédé à la déclaration desconcessions électricité et gaz qu’elles exploitent auprès de laCREG en date du 13/07/2008. Après examen, la CREG aétabli une attestation de déclaration pour chaque société dedistribution relative à l’ensemble des concessions qui lui sontrattachées.

Les journées d’informations organisées au niveau de chaquefiliale de distribution de Sonelgaz avaient permis de sensibiliseret d’informer le personnel des filiales de distribution sur ledispositif.

Dans ce cadre, un travail de préparation a été engagé par laCREG pour l’élaboration du plan quinquennal d’améliorationde la performance par les concessionnaires qui sera soumis,en application de la réglementation, pour approbation auministre de l’énergie et des mines.

Une liste d’indicateurs de performance sur les plans technique,commercial, économique et financier a été préparée encollaboration avec le ministère de l’énergie et des mines et lesquatre sociétés de distribution. Les concessionnaires ontétabli sur la base de ces indicateurs, des plans d’engagementd’amélioration des performances pour chaque concessionélectricité et gaz sur cinq ans qu’ils ont transmis et présenté àla CREG au mois de mars dernier.

La CREG, et dans l’esprit de concertation qui a toujours animéses travaux, a maintenu un contact soutenu avec lesconcessionnaires en vue d’aboutir à des plans approuvés parle ministre de l’énergie et des mines.

En parallèle à ces travaux, et dans le cadre de ses missions enmatière de protection des consommateurs et de qualité deservice, la CREG va procéder à une enquête qui sera confiéeà un bureau d’études spécialisé afin d’évaluer le niveau desatisfaction des consommateurs par rapport aux prestationsfournies par les distributeurs d’électricité et de gaz.

Le bureau d’études qui sera retenu devra remettre un premierrapport qui concernera quatre (04) concessions réparties sur leterritoire national vers la fin de l’année.

L’autre dossier marquant de cette première moitié de l’annéea été l’élaboration du programme indicatif d’approvisionne-ment du marché national en gaz (2009-2018).

Ce document est actualisé chaque année et constitue un outilpermettant la visibilité nécessaire à la sécurité d’approvision-nement du marché national.

Il vise à déterminer la demande en gaz du marché national,globalement, par zone géographique et par types de clients. Ilconstitue, également, un cadre de référence pour évaluer lescapacités de transport-distribution nécessaires sur la pro-chaine décennie.

Le document publié est le quatrième depuis la création de laCREG et le premier depuis la promulgation du décret exécutif08-394 du 14/12/2008 qui fixe les outils et la méthodologie deson élaboration.

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On distingue, au sein d’un système électrique, trois étagesaux fonctions différentes s’articulant entre elles :Le premier étage est celui de la production de l’électricité quisera livrée aux consommateurs. Il est constitué par les cen-trales électriques.Le deuxième étage est celui du réseau de transport et d’inter-connexion auquel sont raccordées les centrales. Cet étage as-sure la mise en commun et la répartition sur un très vasteterritoire de toute l’électricité qui y est produite. Le réseau detransport et d’interconnexion est le véritable nœud du systèmeélectrique. Sa taille dépasse parfois l’échelle d’un continent. Atitre d’exemple, les réseaux maghrébins connectés entre eux,sont reliés au réseau européen via le détroit de Gibraltar, le toutformant un seul réseau interconnecté.Le troisième étage est celui des réseaux de distribution : denombreux réseaux de distribution, alimentés chacun séparé-ment par le réseau de transport, desservent les millions deconsommateurs, domestiques ou industriels.Les étages production et transport forment un tout écono-miquement et techniquement intégré. Il est indispensable derespecter à tout moment, sur cet ensemble, les trois princi-paux types de contraintes techniques :- équilibre production-consommation ;- sécurité individuelle des ouvrages ;- sécurité globale du système pour faire face aux aléas.Le dysfonctionnement d’un élément quelconque de cet en-semble est susceptible, si on n’y prend garde, d’affecter toutle réseau et tous ses clients. Il faut donc coordonner la gestionet la conduite du Système Production-Transport d’Electri-cité (SPTE) sur toute la zone qu’il couvre. Tel est le rôle tech-nique des gestionnaires du système production-transport.La fonction de base du réseau de transport est d’abord derelier les centrales de production aux centres de consommationd’électricité. Le développement du réseau de transport apermis de contourner la difficulté de produire localementexactement la puissance consommée à chaque instant danschaque région en rendant possible la mutualisation instantanéede tous les moyens de production interconnectés : à défaut depouvoir facilement produire localement au moment où l’onconsomme, le réseau de transport permet de produire ailleursque là où l’on consomme. Il permet ainsi de contrebalancer uninconvénient bien connu de l’électricité : on ne peut passtocker l’énergie sous forme électrique de façon économique.Le rôle du réseau de transport doit être complété par d’autres

réseaux qui vont acheminer l’énergie à proximité immédiatedes zones de consommation diffuse : il s’agit des réseaux derépartition, qui assurent le relais jusqu’aux réseaux dedistribution. Outre la desserte régionale, les réseaux derépartition ont un rôle d’évacuation de la puissance produitepar de petites centrales, situées à l’intérieur ou à proximité desgrandes agglomérations. Les réseaux de répartition jouentainsi un rôle déterminant quant à la qualité de service livrée auconsommateur.La conduite d’un système électrique est fortement tributairedes performances des ouvrages de production qui composentle parc considéré. En effet, les différents types de centralesoffrent des souplesses – et des contraintes – différentes selonl’énergie primaire qu’elles utilisent et selon leurs caractéris-tiques constructives. Le gestionnaire du SPTE va doncs’intéresser de près à tous les paramètres des centrales qu’ilva devoir prendre en compte pour assurer la conduite dusystème électrique. Pour lui, le paramètre le plus déterminantau quotidien, est la capacité de chaque centrale, d’une part, àréaliser le programme prévu, d’autre part, à s’en écarterlorsque la situation l’exige.Avec le processus de dérégulation, l’opérateur chargé de laconduite du SPTE, qui est en situation de monopole naturel,est tenu en général par la loi d’être séparé de toute activité deproduction. Son rôle d’optimisation directe du coût de laproduction disparaît, au profit d’un rôle nouveau qui est decréer les conditions de l’optimisation par le marché del’électricité lui-même, en assurant sa fluidité : il doit s’efforcer,malgré les nombreuses contraintes techniques, d’assurer àtout moment une circulation aussi aisée et transparente quepossible entre les producteurs d’électricité et leurs clients.Le périmètre des activités de ces opérateurs est variable selonles pays.Dans de nombreux pays de l’Union européenne, lesgestionnaires du réseau de transport (GRT) sont à la foischargés de l’exploitation, de l’entretien et du développementdu réseau, et de la conduite du système production-transport.Aux États-Unis, on trouve une palette encore plus large depérimètres pour les GRT, avec les notions d’ITC (IndependentTransmission Companies), ISO (Independent SystemOperators), ISA (Independent Scheduling Administrators). [Cesnotions seront développées dans le second volet de cet article,à paraitre dans le prochain numéro d’Equilibres]En Algérie, le processus de réforme engagé à partir de 2002 aabouti à la création d’un opérateur système (OS) chargé de lagestion du SPTE, indépendamment du GRT. Il veille enparticulier à l’équilibre permanent entre consommation etproduction, à la sécurité, à la fiabilité et à l’efficacité del’alimentation électrique.Pour assurer ses missions, l’opérateur système dispose decentres de conduite, communément appelés dispatchings :Le centre national de conduite (dispatching national) a laresponsabilité de l’équilibre production-consommation y com-pris les imports et les exports et de la sécurité du système. Àce titre, il est chargé de conduire le réseau à 400 et 220 kV etcertaines liaisons à 150 ; 90 et 60 kV ayant un rôle d’inter-connexion.

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Réseau dedistribution

Réseau dedistribution

Réseau dedistribution

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Réseau de Transport, d'interconnexion et de répartition

Fonctionnement et conduite du SPTESuite de la page 1

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Les centres régionaux de conduite (dispatchings régionaux) :au nombre de cinq, situés à Oran, Alger, Sétif, Annaba et HassiMessaoud, ils sont responsables des réseaux de répartition,et veillent particulièrement à la continuité de l’alimentation desréseaux de distribution.Les dispatchings régionaux ont aussi une fonction desurveillance et de transmission d’ordres pour le compte dudispatching national : ce sont eux qui sont directement en lienavec les postes électriques et qui réalisent par télécommandeles manœuvres sur l’ensemble des réseaux de leur zone.Reflet de l’activité économique et sociale du pays, laconsommation d’énergie électrique est variable enpermanence. La courbe ci-dessous, extraite d’un rapportd’exploitation de l’Opérateur Système, montre le profil deconsommation à l’échelle de la journée sur le réseau intercon-necté algérien. Elle donne une idée plus claire du défi quereprésente l’équilibre entre production et consommation.

La puissance consommée est particulièrement sensible auxconditions météorologiques (température, nébulosité, et, dansune moindre mesure, hygrométrie et vent). La température est,toutefois, le facteur le plus important.Les variations de températures influencent significativement lecomportement des consommateurs. Ainsi, en hiver ou enintersaison, la baisse de température entraîne uneconsommation supplémentaire. L’été, au delà d’un certain seuilde température, le recours des consommateurs aux appareilsde climatisation se traduit aussi par une consommationsupplémentaire d’énergie électrique.La nébulosité doit aussi être prise en compte pour bienconduire le système Production-Transport. En effet, unedifférence de consommation, pouvant atteindre des centainesdemégawatts, apparait entre deux jours successifs à températurecomparable mais avec une couverture nuageuse différente.Pour être capable de produire au bon moment l’électriciténécessaire, la prévision de consommation du lendemainconstitue un exercice d’une importance capitale. Toute erreurimportante peut mettre en cause la sûreté du systèmeélectrique. Ainsi, la prévision journalière du jour (J) se construitle jour (J-1) à partir de données variées que sont :- les consommations des jours, semaines et années précédentes,- les prévisions météorologiques sur les différentes régions dupays. L’office national de météorologie (ONM) transmetquotidiennement, à l’opérateur système, des prévisionsmétéorologiques de stations représentatives du pays,

- les événements relatifs à l’activité du pays (jour férié,événement particulier, programme d’importance nationale à latélévision …) ou à un gros consommateur particulier.La conduite du SPTE ne saurait se suffire d’une prévisionétablie la veille. L’exploitation du système production-transportdoit tenir compte de la grande variabilité des situationspossibles. En conséquence, la conduite du SPTE ne peut enaucun cas être improvisée. Il y a donc nécessité d’une forteanticipation. Les différents acteurs du secteur, au premier rangdesquels lesproducteurs, comme lesgestionnairesde réseauxet lesopérateurs système doivent anticiper jusqu’à plusieursannées à l’avance les conditions qui seront gérées « en temps réel ».Pour préparer l’exploitation du réseau dont il a la responsabilité,l’opérateur système élabore des études de gestion prévision-nelle qui couvrent des cycles allant de l’année à la journée.Ainsi qu’on vient de le voir, l’équilibre production-consomma-tion est constamment remis en question par les fluctuationsde la consommation. Cet équilibre est également influencé parle non-respect rigoureux des programmes de production, quien pratique sont impossibles à tenir parfaitement. En particu-lier, la défaillance soudaine de groupes de production degrande taille se traduit par une variation des échanges à traversles interconnexions transfrontalières, et par une variation de lafréquence du courant. Les fluctuations de ce dernier paramè-tre, précieux indicateur du fonctionnement du système élec-trique, traduisent les écarts entre la puissance électriqueappelée et la puissance électrique produite sur le réseau.Pour résoudre ce problème capital, l’exploitant du dispatchingnational dispose de plusieurs systèmes de régulation :Le réglage primaire, assuré par tous les groupes de produc-tion du système interconnecté synchrone qui y participent,compense en quelques secondes l’essentiel d’un écart defréquence, en général dû à la perte accidentelle d’un moyende production.Le réglage secondaire fréquence-puissance (fonction AGC)prend ensuite le relais pour rétablir la fréquence de consigne etles échanges transfrontaliers. Pour cela, les groupes en réglagesecondaire sont sollicités à la hausse ou à la baisse parl’envoi d’un signal, le niveau de téléréglage, élaboré par ledispatching national.Lorsque ces systèmes ont rempli leur tâche, il reste à veiller aurisque de tout nouveau déséquilibre. Pour cela, l’exploitantdispose d’une réserve tertiaire, composée de moyens deproduction mobilisables à sa demande, à la hausse comme àla baisse.Les écarts par rapport aux prévisions de consommation,atteignant parfois plusieurs pour-cent, constituent égalementdes contraintes de gestion du SPTE. Ainsi, pour faire face auxaléas de la production et de la consommation, il est indispen-sable de disposer d’une réserve de puissance pouvant êtrelevée instantanément. Cette marge de sécurité est constituéepar la réserve tournante (appelée aussi réserve chaude). Ellereprésente la somme des réserves de puissance sur lesgroupes de production, en service, qui ne fonctionnent pas àleurs puissances maximales.Réagir aux aléas sur les moyens de production et de la

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consommation constitue une des taches principales desopérateurs chargés de la conduite en temps réel du SPTE, lesdispatchers. Celles-ci peuvent être regroupées en quatregrandes fonctions :Surveiller : à partir des informations qui leur parviennent, lesdispatchers suivent l’évolution du système électrique. Ilsvérifient notamment que les principaux paramètres sontconformes aux consignes d’exploitation et prennentconnaissance de tout changement de l’état du réseau.Analyser : la surveillance directe de l’état du réseau ne suffitpas pour garantir de bonnes conditions de sécurité, il faut aussis’assurer que toute nouvelle situation issue d’un incident banaln’a pas de conséquences excessives ou non maîtrisables.Anticiper : tout événement nouveau doit être intégré pourprévoir les différentes évolutions possibles du système. Dèsque l’on s’écarte du programme prévisionnel, les dispatchersdoivent apprécier les conséquences éventuelles et préparerles parades.Agir : lorsque les analyses ont permis de déterminer lesmeilleures mesures correctives, ou plus simplement pourexécuter le programme prévisionnel, les dispatchers doiventagir directement (manœuvres sur le réseau par les dispatchersrégionaux) ou transmettre téléphoniquement des instructionsprécises et dépourvues d’ambiguïté aux opérateurs desinstallations de production et de transport.Pour assurer parfaitement les missions qui leurs sontdévolues, les opérateurs des dispatchings ont à leur disposi-tion des systèmes informatiques de conduite permettant unehaute disponibilité des fonctions de supervision et de décision.Des réseaux de télécommunication sécurisés acheminent,jusqu’aux centres de conduite, les informations captées dansles postes et les centrales. Ces données sont directement four-nies aux dispatchers par des consoles de visualisation, sousforme numérique ou graphique. Cela leur permet de suivre, àchaque instant, l’évolution de la topologie du réseau, la pro-duction des centrales et les grandeurs électriques (tensions,puissances, courants) relatives aux ouvrages de transport. Unaffichage sur un écran mural, le tableau synoptique, de la cartedu réseau avec les principales informations permet une visionsynthétique du système ; cet affichage est aussi un outil decoordination des opérateurs en cas d’incident important. Desliaisons téléphoniques directes sont disponibles en perma-nence vers les dispatchings régionaux et étrangers. Une bat-terie d’alarmes sonores et visuelles signale les événementsimportants.Les grands systèmes électriques peuvent subir de profondesperturbations. Ces situations exceptionnelles peuvent être lerésultat d’une insuffisance avérée de moyens de production,des surcharges sur des ouvrages de transport, du risqued’écroulement de tension, ou des risques de perte de stabilité.Dans ces cas-là, l’opérateur du dispatching dispose d’unensemble d’options qui lui permettent de faire face auxdifférents types de difficultés. À titre d’exemple, il peut :• Différer un arrêt programmé des groupes de productiond’électricité ;• Recourir à l’importation des réseaux voisins ;

• Mettre hors service les interconnexions avec les réseauxvoisins ;• Adapter le plan de tension du Réseau de Transport del’Electricité ;• Faire fonctionner le système électrique à des fréquencesbasses par rapport à la fréquence nominale ;• Faire bloquer les régulateurs automatiques de tension destransformateurs HTB/HTA ;• Procéder au délestage de consommation.

Cette dernière action, au sens souvent mal assimilé par legrand public, constitue une mesure de sauvegarde du réseau.Le délestage consiste, en effet, à couper l’alimentation enélectricité d’un ensemble d’usagers afin de ramener laconsommation à un niveau compatible avec les possibilitésinstantanées de production. Ces sont des coupuresd’électricité maîtrisées qui permettent d’éviter une coupuregénéralisée, ou black-out.Si les mesures citées ne sont pas efficaces ou si l’évolution dusystème électrique est trop brutale pour permettre de lesmettre en place, un effondrement du réseau peut se produire,caractérisé par la déconnexion de nombreux groupes deproduction et la coupure de vastes zones de consommation.En prévision d’une telle éventualité, un plan de reconstitutiondu réseau doit toujours être prêt à être mis en œuvre.En Algérie, un plan de reconstitution du réseau est établit parl’opérateur système tout les cinq ans et est adapté chaque foisque la topologie du système électrique l’exige. Ce plan estvalidé par la CREG.De tels incidents, aux conséquences économiques considéra-bles, ont eu lieu dans de nombreux pays. Deux incidentsmajeurs sont traités dans la rubrique « Expérience » duprésent numéro de la lettre de la CREG : la panne électrique du04 novembre 2006 en Europe, et celle du 03 février 2003 enAlgérie.Dans un secteur en pleine évolution, la complexité de laconduite du système production-transport d’électricité est undéfi que doit relever, en permanence, le gestionnaire dusystème pour parvenir à tenir les objectifs qui lui sont assignés.Plusieurs schémas d’organisation sont adoptés à travers lemonde. En Algérie, le processus de dérégulation a séparé lesfonctions de la gestion des flux d’énergie de celle de la gestiondes infrastructures de transport, en créant l’opérateur dusystème électrique.La nouvelle organisation, les missions et les relations de cetopérateur avec les acteurs du secteur feront l’objet dudeuxième volet de cet article.

DOCUMENTS CONSULTÉS :Pierre BORNARD. « Techniques de l’ingénieur » ; Traité Génie électrique.René PELLISSIER. « Les réseaux d’énergie électrique ».Jack CASAZZA and Frank DELEA. « Understanding electric powersystems : An overview of the technology and the market place ».Arrêté du 14 Safar 1429 correspondant au 21 février 2008 fixant lesrègles techniques de raccordement au réseau de transport de l’élec-tricité et les règles de conduite du système électrique (Grid code).

EXPERIENCES

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La complexité du système électrique et son étendue nous sontrappelés à chaque fois qu’une panne touche des territoiresentiers d’un état, voire plusieurs pays en même temps. Eneffet, le système électrique interconnecté s’étend sur plusieursrégions reliant les diverses centrales de production del’électricité aux multiples consommateurs à travers les réseauxde transport, de répartition et de distribution de cette énergie.Avant d’aborder les grands incidents, il est utile de rappelerque, de manière générale, un système électrique completcomprend des unités génératrices de puissance, des lignes etdes câbles de transmissions et des charges. L’interconnexionde plusieurs réseaux ont fait évoluer le système électrique versune des plus grandes et plus complexes réalisationsindustrielles. De par cette interconnexion, un incident touchantl’Allemagne ou l’Italie peut avoir des répercussions en Afriquedu Nord.De plus, le système doit pouvoir suivre les changementscontinus de la demande d’énergie, fournir un service de qua-lité (fréquence et tension constantes et niveau élevé defiabilité) et minimiser les coûts et l’impact sur l’environnement.Le contrôle d’un tel système devient dès lors impératif et sesobjectifs dépendent de l’état d’exploitation du système : sousdes conditions normales il faut maintenir les tensions et lafréquence à des valeurs nominales alors que lors de dévelop-pement de conditions anormales, il y a lieu de ramener lesystème, aussi rapidement que possible, dans son état stable.Mais, comme indiqué dans l’article intitulé « Fonctionnement etconduite du SPTE » de ce numéro de la lettre de la CREG, lesgrands systèmes électriques peuvent subir de profondesperturbations. Ces situations exceptionnelles peuvent être lerésultat d’une insuffisance avérée de moyens de production,des surcharges sur des ouvrages de transport, du risqued’écroulement de tension, ou des risques de perte de stabi-lité. Le système peut continuer à se dégrader jusqu’à soneffondrement avec comme conséquence un black out total oumajeur.

De tels incidents graves n’épargnent aucun réseau et se sontproduits souvent et depuis toujours. Ainsi en est-il des pannesde New York du 9 novembre 1965 et du 13 juillet 1977, decelles françaises du 19 décembre 1978 et du 12 janvier 1987,de l’effondrement de tension au Japon du 23 juillet 1987 oùtrois millions de clients sont coupés dans la région de Tokyo etd’autres encore :- Pannes américaines d'août 2003 (50 millions de clientstouchés), de janvier et de février 2008 (respectivement 615 000foyers privés d’électricité en Californie et trois millions de per-sonnes touchées en Floride),- Pannes européennes des 23 août 2003 (Helsinki : 500 000personnes touchées), 28 août 2003 (Londres : 500 000personnes touchées), 23 septembre 2003 (au Danemark etdans le sud de la Suède : 5 millions de personnes touchées),28 septembre 2003 (Suisse-Italie : 56 millions de personnes

touchées. Nous reprenons ci-dessous dans leurs grandeslignes les publications concernant les pannes électriques denovembre 2006 en Europe et de février 2003 en Algérie.

LA PANNE ÉLECTRIQUE QUI A TOUCHÉL’EUROPE EN NOVEMBRE 2006Cette panne est consécutive à la mise hors service de la ligne380 kV Diele-Conneforde qui enjambe au Nord de l'Allemagne,la rivière Ems pour laisser passer un navire. Cette manœuvreplanifiée initialement le 5 novembre de 01h00 à 05h00 dumatin, a été différée et réalisée le 4 novembre 2006 à 21h38dans des conditions qui n’étaient pas favorables. En effet, leréseau électrique de la région Nord de l'Allemagne était extrê-mement chargé.Entre 21h38, heure de mise hors tension de la ligne enjambantl'Ems et 22h08, les gestionnaires de réseaux de transportcontrôlant les flux dans la région Nord de l'Allemagne (RWETSO et E.ON Netz), ont constaté que le réseau électrique decette zone était extrêmement chargé et que les limites de sé-curité étaient atteintes puis dépassées.A 22h10, après avoir réalisé une estimation empirique desmesures de correction à effectuer sur le réseau, E.ON Netz adécidé d'effectuer une modification du schéma d'exploitationélectrique au poste de Landesbergen. E.ON Netz attendait decette manœuvre une réduction des flux de puissance sur laligne reliant les postes de Landesbergen et Wehrendorf.Or, cette manœuvre a conduit à augmenter le flux de puissancesur cette ligne et à sa déconnexion suite au fonctionnementdu système de protection automatique des lignes. Suite à ladéconnexion de cette ligne, reliant les postes de Wehrendorf etde Landesbergen, les flux d'électricité se sont instantanémentrépartis sur les lignes restantes dans le Nord de l'Allemagne.Celles-ci, par effet de saturation, se sont automatiquementdéconnectées par un phénomène de cascade. De nombreuseslignes en Allemagne, en Autriche, en Hongrie et en Croatie sontalors automatiquement mises hors service les unes après lesautres selon un effet de "dominos", sous l'action d'automatesde protection du fait de flux supérieurs aux limites de sécurité.A 22 heures 10 minutes et 30 secondes, le réseau européen setrouve alors divisé en trois zones déconnectées les unes desautres :• La zone Ouest (partie Ouest de l'Allemagne et del'Autriche, Slovénie, Benelux, Suisse, France, Espagne,Italie, Portugal, et une partie de la Croatie) ;• La zone Nord-Est (partie Est de l'Allemagne et del'Autriche, Pologne, République tchèque, Slovaquie et Hongrie) ;• La zone Sud-Est (Grèce, Albanie, Macédoine, Bulgarie,Serbie, Monténégro, Bosnie-Herzégovine, Est de la Croatieet une petite partie de la Hongrie).

L'interconnexion entre l'Espagne et le Maroc s’est à son tourmise hors service, pour protéger le système électrique duMaghreb.

Les grandes pannes de réseaux électriques

N° 06 - Août 2009 7

Il s’en suivit 15 millions d’européens dans le noir.Pour la Commission de régulation de l’énergie (CRE), cettepanne ainsi que celle qui a affecté l’Italie en septembre 2003montre la nécessité de rechercher une meilleure coordinationentre les gestionnaires de réseaux et la mise en place de règlesdétaillées à définir au niveau européen.

LE BLACK OUT SURVENU LE 03 FÉVRIER2003 À 19H04 SUR LE SYSTÈMEÉLECTRIQUE ALGÉRIENLe lundi 3 février 2003 à 19h04, un manque général de tensiona touché le réseau interconnecté nord du système électriquealgérien, entraînant la coupure de l’alimentation de l’ensemblede la clientèle raccordée au réseau Nord du pays, durant unepériode comprise en 12 minutes et 4 heures 30 minutes.Cet incident avait pour cause une succession d’évènementsavec à l’origine le déclenchement de deux groupes turbines àgaz à 350 MW par minimum de pression gaz (disfonctionne-ment du poste gaz). L’incident s’est produit au moment de lademande maximale de charge en pointe soir, moment où lesystème production-transport fonctionnait à sa limite et sansréserve de production avec des transits maximums surcertaines lignes de transport.Le déficit engendré par la perte des 350 MW a sollicité instan-tanément un apport d’une puissance équivalente sur les lignesd’interconnexion avec le réseau marocain ; celles ci dépassantla puissance maximale de réglage du relais de surveillances’ouvrirent automatiquement.Le nouvel ensemble interconnecté constitué par les réseauxalgérien et tunisien séparé de celui marocain enregistra unebaisse notable de fréquence suivie par le déclenchement aucentre du pays, d’une autre production de 120 MW et par lasurcharge des lignes 220 kV reliant le réseau Sud-Est auréseau Nord puis leur déclenchement.Ces déclenchements successifs ont accentué le déficit depuissance qui atteint près de 800 MW et l’augmentation dutransit sur l’interconnexion Tunisie-Algérie entraîne sondéclenchement à son tour par surcharge. Ce qui a conduit àl’isolement du réseau algérien.La fréquence a continué à se dégrader mettant en œuvre ledélestage automatique de charge qui ralentit légèrement labaisse sans toutefois la stabiliser, vu que le niveau de chargedélestée était insuffisant.10 secondes après le début de la perturbation, du fait del’atteinte de leur seuil de réglage en fréquence, les relaisautomatiques d’îlotage entre les réseaux fonctionnententraînant la séparation en deux du réseau : Centre-Sud etNord. Le réseau interconnecté nord se trouve ainsi privé des100 MW de puissance qui lui venaient du Sud.A partir de cet instant les évènements s’accélérèrent, comptetenu du déficit important de production sur le réseau et de lanon-stabilisation de la fréquence. Le plan de tension se

dégrade. L’interconnexion Centre-Est se déclenche parsurcharge entrainant l’ouverture en cascade d’autres lignesreliant ces deux régions. Le déséquilibre offre-demandes’accentue et provoque une avalanche de déclenchementsdes centrales turbines à vapeur du Nord. Ce fut le black outdu réseau interconnecté Nord.De tels incidents survenant, heureusement peu de fois dans lavie d’un réseau, mobilisent tous les intervenants pour lerétablissement et la reconstitution du système. L’analyse aposteriori des évènements qui ont conduit à un black outpermet de déceler les imperfections à tous les niveaux :prévision, coordination, fautes de conduites, comportementsdes automates, etc. Ils montrent les limites d’exploitation desmoyens et des capacités de transit et de production et sontsouvent l’occasion de la refonte des plans de défense adoptéset d’amélioration des capacités de réserve du systèmeproduction-transport d’électricité.Des modèles de simulations sont de plus en plus utilisésqui aident à perfectionner les opérateurs de conduiteconfrontés à des situations contraignantes d’exploitation. Desexercices répétés devraient familiariser les intervenants auxproblèmes pouvant surgir. Cependant, ces exercices etsimulateurs, même s’ils permettent d’anticiper certainessituations, n’annulent pas la probabilité de survenance deconjugaisons d’évènements initiateurs d’effondrements deréseaux.En ce qui concerne le réseau algérien, l’analyse du black outdu 3 février a permis d’opérer des ajustements et de prendredes mesures en matière de renforcement de capacité deproduction et d’interconnexion avec les réseaux voisins etentre certaines régions du réseau national (ex : Centre–Est).La revisite du plan de sauvegarde du réseau et notamment dudélestage dont il s’est avéré l’insuffisance des puissancesdélestées en automatique par minimum de fréquence. Cela apermis la remise en conformité du plan de défense basé sur lestransits de puissance en particulier sur les interconnexionsinternationales et régionales ainsi que la révision des seuils etdes niveaux de délestage par minimum de fréquence toutcomme la coordination des réglages entre l’îlotage desgroupes et le plan de délestage de charge.

BIBLIOGRAPHIEPrahba KUNDUR. « Power System Stability and Control »

Rubrique fournie à titre d’information des événements perçue parRTE sur le réseau français, complétée des informations résultant durapport final de l’UCTE sur l’incident du 4 novembre 2006.

Commission de régulation de l’énergie (CRE). Article de la rubrique« Grand angle » de la revue Décryptage, N° 2. Mars/Avril 2007.

Communication du Groupe Sonelgaz sur le Black Out de février2003.

ACTU-AGENDA

QU’EST-CE QUE ?Black start : Selon la réglementation algérienne, le black startest le système de démarrage rapide d’un groupe de productionen cas de black out moyennant un équipement alimenté parune source autonome tel que le groupe diesel.

Décret exécutif 06-429 du 26/11/2006 (JO 76 du 29/11/2006)

Réglages primaire/secondaire/tertiaireL’équilibre Production = Consommation garantit l’exploitationsûre du réseau électrique à une fréquence constante de 50Hertz. Sur le plan technique, on utilise une procédure deréglage à trois niveaux : primaire, secondaire et tertiaire.

- Le réglage primaire est automatique et assuré par les bou-cles de régulation. Il assure le rétablissement en quelques se-condes de l’équilibre entre la production et la consommationsuite à une perturbation.

- Le réglage secondaire consiste à calculer à partir desdonnées de fréquence et de transits sur les lignes d’interconnexion,la production nationale nécessaire afin de ramener la fréquenceà sa valeur nominale et de rétablir les transits sur les lignesd’interconnexions aux valeurs contractuelles.

- Le réglage tertiaire intervient si l’énergie secondairedisponible est insuffisante. Ce réglage n’est pas automatiquecomme le primaire et le secondaire mais manuel. Il correspondà un ensemble de contrats avec les producteurs.

SWISSGRID : www.swissgrid.chRTE : www.rte-france.com

Wikipédia : http://fr.wikipedia.orgArrêté du 21/02/2008 (Grid code)

Le 9 juin 2009, au Caire (Egypte), a eu lieu la 7ème assembléegénérale du Groupe de travail méditerranéen des régulateursde l'électricité et du gaz (MEDREG).

Les 20 et 21 octobre 2009, le Ministère de l’énergie et desmines organise à l’Hôtel El-Aurassi (Alger) la 1ère conférencedes cadres du secteur de l’énergie et des mines.

La 6ème conférence formation du secteur l’énergie et desmines aura lieu les 1 et 2 décembre 2009 à l’Hôtel El-Aurassià Alger. Elle aura pour thème : « Les technologies de l’infor-mation et de la communication au service de la formation ».

L’Opérateur du système électrique (O.S.) a mis en ligne sonsite internet www.ose.dz

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Directeur de la publication : Nadjib OTMANEComité de rédaction : Mohamed Abdelouahab YACEF, Lamia ATIMENE, AmelHANAFI, Karima MEDEDJEL, Mohand Said TAIBI et Kaci BELAID.On t con t r i bué à ce numéro : Abde lbak i BENABDOUN e t A d j i b R A D I

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ISSN : 1112- 9247 / Dépôt légal : 4485-2008