Memento Surete 2004 Complet

MÉMENTO DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

ÉDITION 2004

Ce Mémento vous est personnel

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

Ce mémento peut également être consulté et téléchargé sur le site web de RTE :(chemin d’accès : www.rte-France.com Qui sommes-nous ? Réseau Sûreté du Système).

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

• soit nous en faire part sur le site web,

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

RTE / Département Exploitation du Système Électrique (DESE)Tour Initiale

1, terrasse Bellini - TSA 4100092919 Paris la Défense Cedex

Vous contribuerez ainsi à améliorer cet ouvrage et à faire en sorte que le momentvenu, sa réédition réponde encore mieux à vos attentes.

MÉMENTO DE LA SÛRETÉDU SYSTÈME ÉLECTRIQUEMÉMENTO DE LA SÛRETÉDU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

1 Avant-propos

2 La sûreté du Système : les bases

3 Les dispositions prises dans le domaine matérielpour garantir la sûreté du Système

4 Les dispositions prises dans les domainesorganisationnel et humainpour garantir la sûreté du Système

A1 Fonctionnement du Système : notions de base

A2 Les politiques de RTE

A3 Les associations internationales de Gestionnaires de Réseaux de Transport

A4 Les grands incidents à travers le monde

Sommaire détaillé pages 269 à 271 1©RTE 2004

2©RTE 2004

RTE - Dispatching national (CNES)

Le réseau à 400 kV français est maillé

et interconnecté avec le réseau européen.

Il est surveillé en permanence

depuis le dispatching du CNES.

1

©RTE 20043

1.1 Objectifs du Mémento

1.2 Structure du Mémento

1.3 Utilisation du Mémento

Avant- proposAvant- propos

Ce document est la propriété de RTE.

Toute communication, reproduction, publication, même partielles,sont interdites sauf autorisation écrite de RTE.

1

4©RTE 2004

Cet ouvrage à vocation pédagogique a pour objet

de situer le rôle de chacun dans la sûreté

de fonctionnement du système électrique.

Le mémento de la sûreté du système électrique

n’est pas un document de doctrine.

Il n’a aucun caractère prescriptif,

réglementaire ou justificatif.

5©RTE 2004

Avant-propos11.1 Objectifs du Mémento

Le Mémento de la sûreté du système électrique est un recueild'informations générales sur la sûreté de fonctionnement du systèmeélectrique.

Il résume les grands principes qui régissent cette sûreté en montrantleur cohérence et les analogies existant avec la sûreté de fonctionne-ment d'autres processus et notamment la sûreté nucléaire. Il faitapparaître les relations entre les grands phénomènes pouvant entraînerdes dégradations de la sûreté du Système et les exigences de sûretémises en œuvre pour éviter ces dégradations et en limiter les effets. Ilfait le lien entre les différents facteurs influençant la sûreté et lesphénomènes mis en jeu.

Ce Mémento n'a pas vocation à se substituer aux contrats et aux règlesd'exploitation qui définissent les exigences à respecter pour assurer lasûreté du Système. Il se limite à exposer, de façon pédagogique, lesgrands principes à l'origine de ces règles. Il vise ainsi à mettre à ladisposition des différents acteurs impliqués dans la sûreté du Système,quels que soient leur métier et leur fonction, un référentiel culturelcommun concernant ces principes.

Il aide ainsi chacun à situer son geste professionnel vis-à-vis de la sûretédu Système.

Le Mémento se limite à une présentation simplifiée de la sûreté qui estune partie de l'exploitation du système électrique. Cette dernièrerecouvre d'autres thèmes non traités ici, tels que :

• l'économie,

• la qualité de la fourniture.

Il ne traite pas non plus du partage des responsabilités vis-à-vis de lasûreté au sein des organisations, ni des structures de contrôle.

6©RTE 2004

Avant-propos

La sûreté du Système :les bases

Les dispositions prises dans le domaine matériel

Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain

Annexes

oo

oo

oo

oo

oo

©RTE 20047

La sûreté du Système repose sur la mise en œuvre de dispositions denatures diverses adaptées à la dynamique des grands phénomènes àl’origine de la dégradation de la sûreté. Ces dispositions relèvent desdomaines technique, organisationnel ou des individus eux-mêmes.C'est sur cette base qu'a été structuré le présent Mémento. Après lerappel des éléments qui définissent et constituent la sûreté, on précisequelles sont les dispositions prises pour la garantir.

Cette présentation est complétée par quatre annexes qui traitent :

• des notions de base du fonctionnement du Système,

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

• de la coopération entre sociétés pour l’exploitation du systèmeélectrique européen,

• des grands incidents à travers le monde.

La page de droite est réservée au texte. Le bandeau de la page rappellela couleur du chapitre.

Dans la plupart des cas, la page de gauche est réservée aux exemples, auxillustrations, aux principaux messages énoncés dans la page en vis-à-vis,à des résumés qui peuvent être utilisés pour des actions de formation.

En fin d’ouvrage :

- un lexique explicite les sigles et abréviations utilisés ;

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

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

Avant-propos11.2 Structure du Mémento

8

Le Mémento de la sûreté du système électrique

©RTE 2004

POUR QUI ? POUR QUOI FAIRE ?

Personnel de conduite,

d’exploitation

et de maintenance

Développer une approcheréfléchie des problèmes de sûreté

Répondre aux questions quotidiennes en matière de sûreté

Management

et personnel

d’encadrement

Définir la politique de sûreté

Développer les pratiques de la culture de sûreté

chez le personnel

Maîtres d’ouvrage

Maîtres d’œuvre

Prestataires et fournisseurs

Prendre en compte la sûretédans la conception

et la réalisation des ouvrages

FormateursUtiliser dans le cadre

de la formation

©RTE 20049

Le Mémento est destiné à tous ceux qui ont un rôle vis-à-vis de la sûretédu Système :

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

• Personnel d’exploitation du système électrique,

• Personnel chargé de la conduite, de l’exploitation et de la main-tenance du réseau de transport,

• Personnel chargé de la conduite, de l’exploitation et de la maintenancedes installations des utilisateurs du réseau (producteurs, distributeurs et consommateurs),

• Prestataires et fournisseurs, ...

L'objectif premier de l'ouvrage est d'offrir un exposé simple etabordable des principales approches et dispositions relatives à la sûretédu Système de façon à ce que chacun, pour ce qui le concerne, puisseapprofondir sa maîtrise de la sûreté, connaître ses principes etfondements, en connaître les enjeux, s'y référer pour lui-même ou pourformer son entourage, et soit mieux à même de les mettre en relationavec les gestes professionnels quotidiens qu’il accomplit.

Le Mémento doit aussi permettre à ceux qui ne partagent pas les mêmesgestes professionnels de communiquer entre eux sur le plan de la sûretédu Système.

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

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

soit leur métier, la même information applicable au quotidien.

Avant-propos11.3 Utilisation du Mémento

10©RTE 2004

Le système électrique :

de multiples composants

en interaction permanente sous le contrôle

d’opérateurs humains et d’automates

©RTE 200411

2.1 Le système électrique

2.1.1 Définition2.1.2 L’exploitation du système électrique

2.2 La sûreté du Système

2.2.1 Définition2.2.2 Les enjeux de la sûreté du Système2.2.3 Les obligations2.2.4 Interactions sûreté/économie et sûreté/qualité2.2.5 Les enjeux de l’ouverture du marché européen de l’électricité

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.1 Les aléas2.3.2 Les marges de sécurité2.3.3 Les phénomènes à l’origine d’une dégradation de la sûreté

2.4 La défense en profondeur

2.4.1 Définition2.4.2 Structuration des lignes de défense2.4.3 Actions de sauvegarde et plan de défense2.4.4 La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutés

2.5 La reconstitution du réseau2.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau2.5.2 Préparation du réseau et diagnostic2.5.3 Reconstitution du réseau par ossatures régionales2.5.4 Scénarios de renvoi de tension2.5.5 Mise en place et maintien en conditions opérationnelles

du plan de reconstitution du réseau

La sûreté du Système :les basesLa sûreté du Système :les bases

22

12©RTE 2004

Le maillage du réseau est névralgique

pour la sûreté du système électrique.

Jeu de barres 400 kV

©RTE 200413

La sûreté du Système : les bases22.1 Le système électrique

2.1.1 DÉFINITION

Le système électrique français est un ensemble de plus de 100 000 MW depuissance installée et qui délivre à la pointe plus de 80 000 MW ; ilcomprend :

● un parc de production de plus de 100 000 MW, composé de plusieurscentaines de groupes (hydrauliques, thermiques classiques ou nu-cléaires, …). Ces groupes sont eux-mêmes des ensembles complexes de gros matériels de puissance, mais aussi d’organes de régulation et de protections ;

● une centaine de milliers de kilomètres de lignes aériennes ou decâbles souterrains et plusieurs milliers de postes HTB formant unréseau interconnecté fortement maillé, qui permet des transits depuissance importants. Là encore, outre les matériels de puissance (lignes, transformateurs, organes de coupure, …), il faut considérer ungrand nombre de protections et d’automates ;

● plusieurs milliers d’installations de clients, directement raccordées sur les réseaux HTB, ou alimentées par des réseaux de tensions inférieures reliés à ces mêmes réseaux. Elles présentent différents types de besoins (courbes de charge, puissance de court-circuit, ...).

Elles peuvent être des sources de perturbations et présenter des comportements dynamiques très différents lors des variations importantes de tension et/ou de fréquence rencontrées au cours desincidents ;

● un centre de conduite national (CNES) et sept centres de conduiterégionaux (URSE) exploitant, chacun dans sa zone d’action et confor-mément à ses responsabilités, le système électrique ; outre les interven-tions des opérateurs, des régulations centralisées sont mises en œuvrepour régler la fréquence et les échanges avec les gestionnaires de réseaux de transport voisins, et la tension sur des zones plus ou moins vastes.

Ces multiples composants en interaction permanente, sous le contrôled’opérateurs humains et d’automates, constituent un ensemble complexeet fortement bouclé ; il doit être conçu et exploité de manière cohérente ;c’est la dimension SYSTÈME.

14©RTE 2004

L’interconnexion du système électrique français

avec les pays d’Europe de l’Ouest

L’interconnexion

=

• un Système plus robuste,

• une capacité d’échanges plus grande entre réseaux,

• une assistance mutuelle entre partenaires.

©RTE 200415


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

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

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

Le Système français fait partie du système interconnecté européen

(cf. annexe A3).

L’interconnexion crée les conditions d’une solidarité permanente entreles partenaires ; elle offre de nombreux avantages, dont une capacité

d’échanges plus importante entre réseaux favorisant la réalisation d’unmarché unique de l’électricité en Europe, ainsi que les possibilités desecours mutuel lors d’une défaillance d’un équipement de transport oude production.

Deux caractéristiques essentielles de ce Système doivent être prises encompte vis-à-vis de la sûreté :

● d’une part, le fait qu’il soit fortement maillé a pour conséquencequ’une perturbation importante, quelle que soit sa localisation, risquede se propager à l’ensemble du Système ;

● d’autre part, que les constantes de temps qui sont en jeu couvrent deséchelles de temps très diverses. Ainsi, les perturbations de l’ondeélectrique résultant des courts-circuits se propagent à des vitessesproches de la lumière, les automates ou protections travaillent dansdes domaines allant de la dizaine de millisecondes à quelquessecondes, et certaines régulations pilotent des processus ayant desconstantes de temps de plusieurs minutes voire de plusieurs heures.L’équilibre du Système repose donc sur une parfaite coordination del’ensemble des dispositifs de régulation et de protection.

16©RTE 2004

Les trois objectifs qui gouvernent

l’exploitation du système électrique

Garantir

la SÛRETÉ

de fonctionnement

Favoriser

la performance

ÉCONOMIQUE

et l’ouverture

du marché électrique

Satisfaire

les ENGAGEMENTS

contractuels

©RTE 200417


2.1.2 L’EXPLOITATION DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

Trois objectifs majeurs gouvernent l'exploitation du système électrique :

● garantir la sûreté de fonctionnement,● favoriser la performance économique et l’ouverture du marché électrique,● satisfaire les engagements contractuels vis-à-vis des clients raccordés

au réseau de transport.

L’exploitation du Système doit garantir :

● le maintien de la sûreté de fonctionnement (cf. § 2.2), c'est-à-dire la maîtri-se de l'évolution et des réactions du système électrique face aux différentsaléas dont il est l'objet (courts-circuits, évolution imprévue de la consom-mation, indisponibilités fortuites d’ouvrages de production ou de trans-port, …), en réduisant autant que possible le risque d'incidents pouvantconduire à une coupure de l'alimentation électrique généralisée à l'ensem-ble du pays ou à de vastes zones ;

● la meilleure utilisation du réseau, au service de la performance écono-mique de l’ensemble des acteurs du système électrique ; ceci demanded'utiliser et d’exploiter au mieux les offres de services proposées parles acteurs opérant au sein du système électrique :

- les offres des entités de production et d’ajustement, dont les respon-sables s’efforcent d’assurer la meilleure disponibilité et d’améliorerles performances,

- les possibilités d’échange d’énergie avec les autres réseaux dusystème électrique européen,

- les moyens d’action sur l’équilibre offre-demande, dans le cadre de contrats souscrits par la clientèle, de règles de conduite ou dedispositifs d’urgence,

- les services système ;

● les engagements contractuels pris auprès des clients, notamment enmatière de qualité de fourniture.

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

les trois objectifs : sûreté, économie et qualité.

18

La SÛRETÉ de fonctionnement

du SYSTÈME électrique

©RTE 2004

c’est l’aptitude à :

Assurer

le fonctionnement normal du Système

Limiter le nombre d’incidents

et éviter les grands incidents

Limiter les conséquences

des grands incidents

©RTE 200419

La sûreté du Système : les bases22.2 La sûreté du Système

2.2.1 DÉFINITION

La notion de sûreté de fonctionnement a été introduite d'abord dansl'armement au cours des années 40 et les méthodes d'étude de la sûretése sont ensuite développées successivement au cours des années 60 et70 dans l'aéronautique, le nucléaire et les transports terrestres.

La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique (ousûreté du Système) est au cœur des responsabilités confiées par la loi àRTE. Elle se définit comme l’aptitude à :

● assurer le fonctionnement normal du Système ;

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

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

Une telle définition permet une approche active de l'amélioration de lasûreté. Elle pousse à définir les conséquences inacceptables des incidents,à identifier les événements initiateurs et à définir des parades permettant delimiter les risques. On reviendra sur ces notions au § 2.4.

La politique "Sûreté du système électrique" définie et appliquée par RTE estprésentée dans l’annexe A.2.1.

2.2.2 LES ENJEUX DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

Une dégradation de la sûreté du système électrique qui se traduirait parune augmentation de la fréquence des incidents et, le cas échéant, par lasurvenue d'un incident généralisé à une grande partie ou à la totalité duréseau français, serait un échec dans l'exercice de la mission de servicepublic de l'électricité.

Au-delà des conséquences humaines et économiques directes, il enrésulterait :

- la perte de confiance du public risquant d’entraîner un affaiblissement de la nouvelle organisation du secteur électrique, ainsi qu’un abandonde l’électricité au profit des autres énergies concurrentielles ;

- la perte de confiance des partenaires électriciens étrangers, susceptiblede remettre en cause la gestion des interconnexions ;

- la remise en cause des professions.

©RTE 200420

La sûreté du Système :

un enjeu déterminant pour tous les acteurs du système électrique

Les interruptions de fourniture

ont des impacts croissants

sur la vie de notre société.

Ville de Rouen

SNCF - TGV

©RTE 200421


L’enjeu de sûreté est donc, depuis longtemps, un enjeu déterminant pourl’exploitant du Système. Il se trouve encore renforcé aujourd’hui par lesdifficultés rencontrées pour implanter de nouveaux ouvrages detransport du fait de l’accroissement des contraintes d’environnement.Ceci oblige l’exploitant du Système à utiliser le réseau existant toujoursplus aux limites. Il est essentiel, dans ces conditions, de pouvoir garantirle niveau de sûreté si l’on ne veut pas augmenter la probabilité d’appa-rition d’un incident de grande ampleur.

2.2.3 LES OBLIGATIONS

C'est une évidence que de rappeler la place de plus en plus importante del'électricité dans la vie courante de notre société ; en corollaire, lesinterruptions de fourniture ont des impacts croissants avec la durée etl'étendue géographique des coupures. Le spectre des conséquences estlarge, depuis la gêne locale jusqu’à la paralysie de l'activité sur de largeszones du pays. Il est de la responsabilité de l'exploitant du Système, enliaison avec l'ensemble des utilisateurs du réseau, de maîtriser le risquede coupure généralisée.

La mission de service public confiée au gestionnaire du réseau de trans-port d’électricité (GRT) s’accompagne d’obligations qui sont, pour ce quiconcerne la sûreté, définies dans la loi n° 2000-108 du 10 février 2000

relative à la modernisation et au développement du service public de

l’électricité, article 15 : "[…] Le gestionnaire du réseau public de transportassure à tout instant l’équilibre des flux d’électricité sur le réseau, ainsique la sécurité, la sûreté et l’efficacité de ce réseau, en tenant compte descontraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille également au respectdes règles relatives à l’interconnexion des différents réseaux nationauxde transport d’électricité. […]"

22

Rechercher en permanence la performance

économique en garantissant la Sûreté

de fonctionnement et la qualité de service

©RTE 2004

RTE - Dispatching régional de Système Électrique Est

©RTE 200423


2.2.4 INTERACTIONS SÛRETÉ/ÉCONOMIE ET SÛRETÉ/QUALITÉ

Si la sûreté constitue une priorité de l’exploitant du Système, elle ne peutpas être assurée à n’importe quel prix. En particulier :

● l'acceptabilité des réseaux électriques n'est concevable que si l’énergieélectrique est économiquement compétitive. Les investissementsnécessaires pour la sûreté du Système doivent être cohérents avecle coût, la fréquence et la gravité des incidents qu’ils permettent d’é-viter ;

● par ailleurs, par sa souplesse d'utilisation, l'électricité dispose d'unavantage concurrentiel déterminant, mais les usages modernes del'électricité exigent aussi un produit de qualité, garanti en termes detemps de coupure, de forme de l'onde de tension et de courant. Làencore, les dispositions prises en exploitation pour garantir la

sûreté doivent être compatibles avec les engagements contrac-

tuels pris sur la qualité de fourniture.

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Échanges physiques d’électricité en Europe en 2003

©RTE 2004

Les échanges physiques (qui suivent les lois de répartition des transits dans un réseau maillé) nedoivent pas être confondus avec les échanges commerciaux entre pays.

©RTE 200425

La sûreté du système : les bases22.2 La sûreté du système

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

Avec l’ouverture du marché de l'électricité, le paysage des échangesd’énergie effectués grâce au réseau de transport européen a sensi-blement évolué et s’est accompagné :

- d’un accroissement sensible des niveaux d’échanges entre pays etd’une diversification des types d’échanges,

- de l’émergence de très nombreux nouveaux acteurs.

C’est un véritable enjeu pour les GRT que de savoir utiliser au mieux lesinterconnexions au service de la performance économique tout enassurant la sûreté, dans le respect de l’équité d’accès au réseau, face àdes situations très variées et dans un contexte où les transferts d'énergiesouhaités par les acteurs sont confrontés à des capacités qui ne sont pasillimitées. Pour faire face à l’insuffisance de capacités transfrontalières,les GRT ont mis en place, en coordination avec les Régulateurs del’Énergie des pays concernés, divers mécanismes d'allocation de cescapacités de transfert : premier arrivé premier servi, enchères, attribu-tion au prorata des demandes des utilisateurs ou encore "mécanismecoordonné".

Les échanges d'énergie entre partenaires interconnectés ne sont pas leseul moyen par lequel les gestionnaires de réseaux de transport peuventcontribuer à l'ouverture du marché tout en assurant la sûreté defonctionnement : le mécanisme retenu par RTE pour couvrir les pertes detransport sur le réseau français, par la mise en œuvre d'appels d'offresouverts aux acteurs étrangers, en constitue un exemple.

26

Quatre familles d’aléas

©RTE 2004

©RTE 200427

La sûreté du Système : les bases22.3 Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.1 LES ALÉAS

Le Système, de par sa nature, est en permanence soumis à différentsaléas qui peuvent être regroupés en quatre familles.

Les aléas de consommation

Du fait du caractère non stockable de l’énergie électrique, il faut assurer àtout instant l’adaptation de l’offre à la demande.

Le Système est donc en quelque sorte piloté par la consommation. Refletde l’activité économique et sociale du pays, celle-ci présente un caractère

globalement prévisible mais avec une marge aléatoire notable. Imageagglomérée d’un grand nombre de comportements individuels, elle setrouve influencée, même à court terme, par de multiples facteurs dont leprincipal est d’origine météorologique : ainsi, en hiver ou en inter-saison,une baisse de température de 10 C se traduit par un surcroît de laconsommation française pouvant atteindre 1 600 MW, alors qu’en été,lorsque la température dépasse 250 C, une hausse de 1° C de plusprovoque une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW. D’unautre côté, le développement d’une formation nuageuse au-dessus del’agglomération parisienne entraîne une augmentation de plusieurscentaines de MW.

Les aléas météorologiques

Le système électrique, géographiquement étendu et en relation très forteavec l’environnement (lignes aériennes, centrales hydrauliques, refroidis-sement des centrales thermiques, ...) subit des événements d’origine

météorologique (foudre, tempête, givre, crue ou sécheresse, grand froid, ...),souvent peu prévisibles et qui induisent des perturbations notables : courts-circuits, déclenchements de groupes de production, ...

Les pannes et les agressions extérieures

Les composants du Système eux-mêmes, intégrant souvent desmatériels de haute technologie travaillant dans des conditionsindustrielles sévères, ne sont pas à l’abri de pannes (défaillancesimprévisibles d’équipements) ou d’agressions extérieures (pelleteusesqui sectionnent les câbles, accidents d’aéronefs ou de personnes, ...).

©RTE 200428

Des fluctuations de consommation

Des aléas météorologiques

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

Des pannes et agressions extérieures

Des erreurs humaines dans l’exploitation

et la maintenance

Ces aléas imposent de se couvrir

en constituant des marges

©RTE 200429


Certaines se traduisent par des conséquences immédiates (déclenche-ments d’ouvrages), d’autres peuvent rester cachées (pannes latentes) etse révéler inopinément lors d’une sollicitation ; le système électriqueaffronte alors cette sollicitation dans une situation plus vulnérable.

Les dysfonctionnements liés au facteur humain

Le niveau de performance des composants du Système dépend, pourune large part, du facteur humain qui intervient à tous les niveaux, depuisla conception et la mise en œuvre des équipements (qualité des réalisa-tions, rigueur des essais de mise en service, ...) jusqu’à leur exploitation(qualité de la maintenance, rigueur des interventions, ...). Là encore, lesconséquences peuvent être immédiates (cas du "défaut tournevis", ...) ouse manifester lors d’une sollicitation ultérieure (cas de l’erreur de câblageou du mauvais réglage, par exemple).

2.3.2 LES MARGES DE SÉCURITÉ

Pour maintenir un fonctionnement satisfaisant du Système malgré les aléasqui pèsent sur lui, des marges de sécurité sont prises systématiquement,

depuis le développement jusqu’à l’exploitation. Typiquement, ondimensionne le Système pour qu’il puisse résister à un certain nombred’événements répertoriés dans les règles de planification et d’exploitation.

Le respect de ces règles de sécurité conduit la plupart du temps à dessurcoûts. Elles conduisent en effet à se ménager des marges dont laconstitution coûte de façon certaine, alors que leur utilisation effectivereste du domaine des probabilités et que la valorisation précise descoupures évitées est des plus délicates.

Ainsi, par exemple, lorsqu’on impose le démarrage d’un groupe deproduction pour pouvoir faire face au déclenchement éventuel d’un ouvrage,on consent une dépense certaine. En contrepartie, le gain -éviter par exempleune coupure de clientèle- est, lui, aléatoire.

30©RTE 2004

La Sûreté pas à n’importe quel prix …

©RTE 200431


Malgré tout, il n’est pas envisageable de se prémunir contre n’importe queltype d’aléa. Tout d’abord parce qu’on ne peut concevoir toutes lescombinaisons de pannes ou d’incidents susceptibles d’intervenir sur unnombre aussi grand de composants ; ensuite, parce qu’économiquement ilne peut être justifié de vouloir se prémunir (au sens de vouloir conserver unfonctionnement normal du Système) contre des aléas dont la probabilitéd’occurrence devient extrêmement faible (combinaison d’aléas de faibleprobabilité chacun et indépendants).

Pour des combinaisons d’aléas particulièrement sévères mais très peu

probables, on accepte donc que se produisent des dégradations du

fonctionnement du Système conduisant à des répercussions sensiblessur la clientèle. La priorité est alors de conserver la maîtrise de l’évolutiondes incidents afin de limiter leur ampleur finale.

Dans les cas les plus graves, on accepte éventuellement de sacrifier unepartie réduite du Système si cela permet d’enrayer efficacement ladégradation.

Compte tenu des enjeux associés à la sûreté du Système (cf. § 2.2.2), laperspective d’un incident de grande ampleur n’est pas acceptable.L’exploitation du Système doit donc être assurée de manière à réduire aumaximum l’occurrence d’un tel événement.

L’observation du passé, tant en France qu’à l’étranger, montre que laprobabilité d’un événement majeur sur le Système -mise hors tension d’unegrande partie ou de la totalité du réseau français- peut être évaluée à 10-1 paran, c’est-à-dire un événement majeur sur le Système tous les dix ans.

Ce type d’incident résulte, en général, de combinaisons défavorablesd’éléments : situations précaires dues, par exemple, à des margesinsuffisantes ou déjà consommées, aléas multiples ou successifs sur desouvrages de transport ou de production, dysfonctionnement deprotections ou régulations, panne des systèmes de télécommunicationet/ou de téléconduite.

32©RTE 2004

● des surcharges

en cascade

● de l’écroulement

de tension

● de l’écroulement

de fréquence

● de la rupture

de synchronisme

Pour

● Assurer le fonctionnement normal du Système

● Limiter les incidents et éviter les grands incidents

● Limiter les conséquences des grands incidents

il faut se protéger :

©RTE 200433


2.3.3 LES PHÉNOMÈNES À L’ORIGINE DE LA DÉGRADATION

DE LA SÛRETÉ

La genèse d’un incident de grande ampleur est toujours caractérisée parquelques phases de fonctionnement typiques liées à quatre grandsphénomènes qui, indépendamment de leurs causes initiales, quipeuvent être multiples, se succèdent ou se conjuguent tout au long del’incident.

Ces phénomènes sont :

● les surcharges en cascade,

● l’écroulement de tension,

● l’écroulement de fréquence,

● la rupture de synchronisme.

Ils sont présentés ci-après, dans leur déroulement extrême. Les dispositionsprises pour s’en prémunir et/ou en limiter les conséquences seront analyséesdans le § 2.4 "La défense en profondeur du Système".

34©RTE 2004

RTE - Lignes 400 kV

La bonne estimation des reports de charge

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

pour éviter les surcharges en cascade.

©RTE 2004

La sûreté du Système : les bases2

35

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté

2.3.3.1 Les surcharges en cascade

Le maintien d'intensités trop élevées dans un ouvrage conduit à deséchauffements pouvant endommager des constituants de la liaison (ligne oucâble) elle-même. En outre, pour les lignes aériennes, l'échauffement desconducteurs induit aussi leur allongement : ils se rapprochent du sol,réduisant les distances d'isolement (risques d'amorçages) et créant desrisques pour les personnes et les biens.

Pour se prémunir contre ces risques, on utilise en France des protectionsdites de surcharge.

Si la surcharge n'est pas levée avant un temps donné (20 minutes, parexemple, voire quelques dizaines de secondes, selon l'ampleur dudépassement constaté), I'ouvrage concerné déclenchera, par action de saprotection de surcharge. Le transit supporté auparavant par cet ouvrage vaalors se reporter sur d'autres ouvrages, en fonction des impédancesapparentes relatives.

Selon la gravité des phénomènes, et tout particulièrement l'état de chargeinitial des ouvrages concernés, on conçoit que ce déclenchement puissegénérer de nouvelles surcharges, de nouveaux déclenchements et, parreports de charge successifs, l'apparition d'un phénomène cumulatif, lesnouvelles surcharges étant plus nombreuses et de plus en plus difficiles àlever dans les délais impartis.

L'apparition initiale d'une (ou plusieurs) surcharge(s) peut être la consé-quence de plusieurs types de situations ou d’événements, en particulier :

● le déclenchement brutal d'ouvrages : perte(s) de ligne(s) (suite àl'apparition puis à l'élimination d'un court-circuit, action intem-pestive deprotection sans apparition de défaut, ...), déclenchement degroupe de production, …

● une évolution de la consommation incompatible avec les ouvragesdisponibles à un moment donné, éventuellement combinée avec desvaleurs de tension basses.

©RTE 200436

RTE - Transformateur THT/HT

L’action des régleurs en charge automatiques

des transformateurs doit être bloquée dès l’apparition

du phénomène d’écroulement de tension.

©RTE 200437


2.3.3.2 L’écroulement de tension

Outre son aspect contractuel vis-à-vis des clients, le contrôle de latension en tout point du système électrique est nécessaire pour assurerun comportement correct des matériels, garantir le bon fonctionnementglobal du Système et éviter l’apparition de phénomènes du type écroule-ment de tension.

La tension est une grandeur locale, fortement influencée par les variationsde consommation et les transits de puissance réactive (cf. annexe A.1.3).Celle-ci se transporte mal et au prix de chutes de tension importantes. Latension est donc réglée à partir de sources de puissance réactive (groupes,condensateurs, réactances, …) réparties sur le réseau.

Pour une zone donnée, les sources de puissance réactive peuvent ne plusêtre suffisantes pour satisfaire les besoins à la suite, par exemple, d’unévénement du type déclenchement d'ouvrages de transport ou de groupes,évolution imprévue de la consommation.

L’importation de la puissance réactive manquante à partir des zonesvoisines provoque des chutes de tension importantes sur le réseau HTB.Sans autres dispositions, ceci se traduirait, au niveau des charges desclients, par le non respect des plages contractuelles de tension. Pour palliercet inconvénient, des régleurs en charge automatiques, installés au niveaudes transformateurs des réseaux alimentant la clientèle, permettent,normalement, de rattraper ces chutes de tension. Ceci a cependant pourconséquences de réduire l’impédance du dipôle entre la source et la charge,d’augmenter le courant et donc d’abaisser un peu plus la tension de la zoneau rythme des changements de prise des transformateurs.

Si, en outre, l’appel de puissance réactive de la zone dépasse les capacitésde secours des zones voisines -qui sont par nature limitées- l’appel depuissance réactive supplémentaire produit les mêmes effets sur les zonesadjacentes et conduit à l'extension du phénomène.

En deçà d’un certain niveau bas de tension appelé tension critique, on seheurte à des problèmes de limite de puissance active transmissible. Ce quiconduit à l’écroulement du plan de tension, si aucune mesure n’est prise.

©RTE 200438

EDF - Groupe de production nucléaire de 1 300 MW

Le dimensionnement correct des réserves

et une bonne mise en œuvre de celles-ci

sont indispensables pour assurer à tout moment

l’équilibre production-consommation

©RTE 200439


2.3.3.3 L’écroulement de fréquence

La stabilité de la fréquence, sur un réseau électrique, traduit l’équilibre entrela production et la consommation, c’est-à-dire entre les forces motrices descentrales et le couple résistant que représentent les charges. Si la demande(la consommation) excède l’offre (la production), le Système est endéséquilibre, la vitesse des machines et par voie de conséquence lafréquence du réseau baissent. A contrario, si c'est l’offre qui est supérieureà la demande, le Système voit les groupes accélérer et la fréquenceaugmenter.

Comme la consommation fluctue par nature, il est nécessaire d’adapter, enpermanence, le niveau de la production pour maintenir la fréquence à unevaleur stable de référence : 50 Hz en Europe.

La fréquence doit être tenue autour de cette valeur de référence, d’une partparce qu’une fréquence évoluant sans cesse rendrait l’électricitéinutilisable pour de multiples usages, d’autre part, parce que la plupart descomposants du Système sont optimisés et spécifiés pour fonctionner dansune plage de fréquence donnée. En dehors de cette plage de tolérance, desdysfonctionnements graves de matériels apparaissent (en particulier surles dispositifs de régulation) et, si le déséquilibre est trop important, lesgroupes se séparent du réseau entraînant inévitablement l’effondrementde tout ou partie du système électrique.

Le phénomène d’écroulement de fréquence est rapide. À titre d’illustration,dans le cours de l’incident du 19 décembre 1978 (cf. annexe 4), il a étéconstaté une dynamique de chute de fréquence de 3 Hz/s.

En France, la plage admissible est de 50 Hz +/- 0,5 Hz. À partir de 49 Hz, desdélestages automatiques de consommation interviennent, des baissesde fréquence de plusieurs Hz entraînent la séparation des groupes deproduction par action de leur protection à minimum de fréquence.

©RTE 200440

Le temps d’élimination des courts-circuits

est un paramètre déterminant

vis-à-vis de la rupture de synchronisme.

Protection de distance

©RTE 200441


2.3.3.4 La rupture de synchronisme

Sur un réseau non perturbé, tous les rotors des alternateurs tournent à lamême vitesse électrique. On parle alors de fonctionnement synchrone et lavitesse commune définit la fréquence du système électrique.

Ce synchronisme est dû à l’existence d’un lien élastique appelé "couplesynchronisant" qui, au travers des grandeurs électriques, solidarise lesgénérateurs entre eux.

Tant que le couple moteur appliqué au rotor par la turbine et le couplerésistant dû aux charges raccordées au stator ne s’éloignent pas trop del’équilibre, le synchronisme est assuré par l’action des régulateurs detension et de vitesse. Le Système est stable.

Dans certaines situations, comme par exemple lors d’un court-circuit dedurée excessive, le lien élastique qui solidarise les générateurs peut êtrerompu. Des glissements peuvent se produire entre les alternateurs qui netournent plus à la même vitesse. La fréquence du Système n’a plus desens précis. L’onde de tension observée en chaque point du réseau résultede la composition de sources de tension à des fréquences différentes ; ilapparaît alors des battements de tension et de courant à l'origine decontraintes inacceptables sur les matériels : surintensités, surtensions, …Le Système a perdu la stabilité.

Sous l'action de leurs systèmes de protection, les ouvrages se séparentalors du réseau si aucune mesure n'est prise, ce qui conduit à la disloca-tion du Système.

42

La défense en profondeur du Système

=

©RTE 2004

Prévention/

Préparation

Surveillance/

Action

Parades

ultimes

une succession de lignes de défense

qui relèvent de trois domaines

©RTE 200443

La sûreté du Système : les bases22.4 La défense en profondeur

2.4.1 DÉFINITION

Au cours d'un incident majeur, les différents phénomènes décrits auparagraphe précédent peuvent se succéder ou se conjuguer. La sûreté duSystème repose sur la mise en œuvre de dispositions de natures diverses,adaptées à la dynamique de chaque phénomène et qui permettent deprévenir, détecter et traiter les dysfonctionnements pouvant conduire à sonémergence et/ou d’en contrôler l’évolution.

Ces dispositions, qui relèvent aussi bien du domaine du matériel, del’organisation que de la qualité du geste professionnel, sont appelées li-gnes de défense. La mise en œuvre de lignes de défense successivesconstitue le concept de défense en profondeur.

Ce principe est d'application courante dans le domaine de la sûreté nu-cléaire comme dans la sûreté de fonctionnement de nombreux systèmesindustriels complexes pour lesquels un haut niveau de sûreté est requis.

2.4.2 STRUCTURATION DES LIGNES DE DÉFENSE

Les lignes de défense se rapportent à trois grands domainescomplémentaires :

● la prévention/préparation,

● la surveillance/action,

● les parades ultimes.

La défense en profondeur du système électrique repose sur

l’articulation cohérente de lignes de défense successives, per-

mettant d’éviter ou de contrôler les principaux phénomènes pou-

vant conduire à son effondrement.

44©RTE 2004

Les lignes de défense du niveau : Prévention/Préparation

Faire en sorte que les phénomènes ne s’amorcent pas

Les lignes de défense du niveau :

Prévention/Préparation

Faire en sorte que les phénomènes redoutés

ne s’amorcent pas

©RTE 200445


2.4.2.1 La Prévention/Préparation

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

s’amorcent pas.

Dans ce domaine, les actions menées visent à :

● s’assurer du maintien du niveau de fiabilité, de disponibilité et deperformance des composants, de façon à ce qu’ils rendent le serviceattendu et que le nombre d’événements initiateurs soit minimisé ; c’esttout le sens de la maintenance préventive sur les différents composants ;

● garantir une permanence quasi absolue de certaines fonctions vitalesmême en cas de défaillance des équipements qui les remplissent.Ceci est obtenu en recherchant pour ces dispositifs une redondancematérielle et fonctionnelle. C'est, par exemple, le cas pour lesprotections de lignes 400 kV ;

● garantir le bon déroulement des activités jugées à risque vis-à-vis de lasûreté par leur mise sous assurance qualité. C’est tout l’objet desprojets socio-managériaux menés dans les années 1990 pouraméliorer les réglages, la maintenance et la conduite, suivis d’unedémarche globale à RTE dans le domaine de la qualité.

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

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

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

du Système.

C'est ainsi que la règle du "N-k", appliquée au niveau de la préparation del’exploitation, permet d’éviter que certains de ces défauts ou aléas neplacent le Système dans une situation qui pourrait conduire à un incidentmajeur.

La règle du "N-k" définit, vis-à-vis des événements du type perted’ouvrages, le niveau de risque maximal acceptable pour la sûreté duSystème et précise, pour un certain nombre d’entre eux, les conséquencestolérées (cf. annexe A.1.4).

©RTE 200446

Les lignes de défense du niveau : Parades ultimes

Les lignes de défense du niveau

Parades ultimes

Maîtriser les régimes incidentels

pour éviter la ruine du Système

Préparer la reconstitution du Système

après un incident de grande ampleur

Les lignes de défense du niveau : Surveillance/Action

Détecter et corriger les écarts

Les lignes de défense du niveau

Surveillance/Action

Détecter et corriger les écarts

©RTE 200447


Les dispositions prises concernent la robustesse des schémasd’exploitation, la présence de groupes autres que ceux prévus pourl’équilibre offre-demande, l’enclenchement des moyens de compensationde la puissance réactive (condensateur ou réactance), la limitation de lapuissance fournie par les groupes, ...

2.4.2.2 La Surveillance/Action

Ce domaine regroupe l’ensemble des actions, automatiques (réglage pri-maire de tension, par exemple) ou manuelles (comme les actions deconduite des dispatchers), qui permettent de détecter les écarts surcertaines grandeurs caractéristiques du bon fonctionnement du Système etde déclencher le cas échéant les actions correctives appropriées visant àassurer la protection des matériels et la sûreté du Système. L’objectif visé estavant tout d’éviter la dégénérescence d’incidents et/ou de défaillances,prises en compte dans le dimensionnement du Système, en incident degrande ampleur.

2.4.2.3 Les Parades ultimes

Les actions relevant du niveau ultime sont celles qui visent d’une part àmaîtriser les régimes incidentels d'une certaine ampleur, caractériséspar les phénomènes décrits au § 2.3, afin d’éviter un écroulement total duréseau, d’autre part, à placer le Système dans une situation facilitant sareconstitution si cet événement se produit. Il s'agit d'actions de conduiteexceptionnelles (délestage, par exemple).

©RTE 200448

La plupart des actions de sauvegarde passent

par le relais des opérateurs de conduite

des réseaux de transport et de distribution

et des moyens de production.

Salle de commande de CNPE Salle de commande EDF - Gaz de France Distribution

Dispatching régional

Salle de commande de PCG/PEXI Salle de commande d’un PHV

©RTE 200449


2.4.3 ACTIONS DE SAUVEGARDE ET PLAN DE DÉFENSE

Les lignes de défense des domaines "surveillance/action" et "paradesultimes" correspondent à des actions curatives dont la mise en œuvre estdictée par l’urgence de la situation et le degré d’affaiblissement duSystème.

Ceci justifie le caractère radical des mesures prises, au prix parfois d’unecertaine dégradation de la qualité de fourniture pour un nombre limité declients. La philosophie adoptée, en particulier pour les situations extrêmesoù l’action tentée est souvent celle du dernier recours, repose sur le principequ’il est préférable de se séparer volontairement de certaines charges ou decertaines zones particulièrement affaiblies pour sauver le reste, plutôt quede tout perdre en laissant se dégrader le Système.

On peut regrouper ces actions curatives en deux niveaux agissant à deséchelles de temps différentes.

Un premier niveau regroupe les actions destinées à contenir les

phénomènes dont la dynamique est encore compatible avec une

intervention humaine (diagnostic, prise de décision et action sur leSystème). Ce sont les actions de sauvegarde ; elles relèvent desdomaines "surveillance/action" et "parades ultimes".

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

la modification des programmes de groupes (passage rapide à la

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

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

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

le blocage des régleurs en charge des transformateurs, …

Pour augmenter leur rapidité d’exécution, ces actions font l’objet d’ordresprédéfinis qui peuvent être envoyés par l’intermédiaire d’un système detransmission spécifique : le Système d’Alerte et de Sauvegarde (SAS), à ladisposition des opérateurs des dispatchings ; ces ordres peuvent être émisglobalement sur une zone ou vers un ensemble d’acteurs donnés.

©RTE 200450

La réussite de l’îlotage automatique

des groupes thermiques nucléaires et à flamme

sur leurs auxiliaires conditionne la rapidité

de la reconstitution du réseau

et de la réalimentation de toute la clientèle.

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

©RTE 200451


Un deuxième niveau réunit les actions curatives destinées à contrer les

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

possibilité d’intervention humaine. Seuls des dispositifs automatiquespeuvent alors assurer efficacement les actions curatives nécessaires.

C’est le plan de défense. Il constitue une véritable protection du Systèmedans son ensemble destinée à agir avant les protections propres de seséléments les plus sensibles. Les actions menées relèvent toutes dudomaine "parades ultimes".

Le plan de défense comprend les actions suivantes :

● la séparation automatique des régions ayant perdu le synchronisme,

● le délestage automatique de consommation sur baisse de fréquence,● le blocage automatique des régleurs en charge des transformateurs

THT/HT(1) et HTB/HTA sur baisse de tension,● l’îlotage automatique des groupes thermiques nucléaires et à flam-

me sur leurs auxiliaires.

Cet ensemble d’actions de sauvegarde et de plan de défense est complétépar le plan de reconstitution du réseau (cf. § 2.5), dont l’objectif est defavoriser une reconstitution maîtrisée et rapide des zones hors tension.

Par habitude, on utilise encore quelquefois, dans cette version du Mémento Sûreté, lessigles HT et THT auxquels se substituent désormais respectivement HTB1 d’une part,HTB2 et HTB3 d’autre part (cf. lexique page 266).

(1) :

52©RTE 2004

• Disposer d’un plan de protection parfaitement coordonné• Disposer de schémas d’exploitation robustes• Définir des parades préventives ou curatives

• Surveiller les transits en N sur les liaisons fortement chargéeset l’absence de contraintes inadmissibles sur report de chargeen N-k

• Lever les surcharges d’ouvrages par manœuvre sur le réseauou par action sur les groupes de production

La Surveillance/Action

• Délester volontairement la clientèle

Les Parades ultimes

La Prévention/Préparation

Contre la cascade de surcharges

©RTE 200453


2.4.4 LA DÉFENSE EN PROFONDEUR

APPLIQUÉE AUX PHÉNOMÈNES REDOUTÉS

Pour chacun des phénomènes susceptibles de conduire à l’écroulement duSystème, les lignes de défense s’articulent comme suit.

2.4.4.1 Lignes de défense relatives aux surcharges en cascade

a) La prévention/préparation

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

tement coordonné et suffisamment sélectif pour ne déclencher, lors d’uncourt-circuit, que les ouvrages nécessaires à l’élimination du défaut.

Pour les lignes, le bon fonctionnement de la fonction réenclencheur estparticulièrement déterminant puisqu’il permet la remise en serviceautomatique des ouvrages après quelques secondes, lorsque les défautssont fugitifs.

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

samment "robustes" pour éviter l’émergence du phénomène. Ceci estobtenu en appliquant la règle du "N-k" aux différents stades de la préparationde l’exploitation et de la conduite du Système, de manière à garantir que, pourun certain nombre d’incidents dits "incidents probables de référence", leniveau des conséquences reste en deçà d’un seuil prédéfini.

Les incidents probables de référence sont la perte d’une ligne simple, laperte d’une ligne double, la perte d’un ou deux groupes de 1 300 MW et laperte d’un tronçon de barres. Les dispositions prises concernent lesschémas d’exploitation et le plan de démarrage des groupes.

b) La surveillance/action

Il s’agit à ce stade de mener les actions de conduite appropriées permet-tant de lever les surcharges d’ouvrages apparues avant arrivée à

échéance de leur temporisation de déclenchement, par manœuvre sur le

réseau ou par action sur les groupes de production (les protections desurcharge génèrent une alarme qui est rapatriée vers les dispatchings).

©RTE 200454

• Bien dimensionner les moyens de compensation de la puissance réactive ;

• Disposer de sources de puissance réactive répondant avec la performance attendue et placées près des lieux de consommation ;

• Pouvoir mobiliser efficacement les réservesde puissance réactive grâce à des dispositifs de réglage fiables et opérationnels.

• Contrôler et maîtriser, en temps réel, le plan de tension grâce aux actions automatiques (réglages primaire et secondaire)et manuelles (réglage tertiaire).


• Alerte à la tension• Démarrage des TAC• Blocage des régleurs en charge• Baisse de 5 % de la tension HTA• Surcharges réactives des groupes• Télédélestage de secours, voire mise hors service

des transformateurs ou autotransformateurs, …

Les Parades ultimes


Contre l’écroulement de tension

©RTE 200455


c) Les parades ultimes

Lorsque les manœuvres de report s’avèrent insuffisantes pour juguler lessurcharges en cours, l’action ultime consiste à délester volontairement de

la clientèle ou de la production.

2.4.4.2 Lignes de défense relatives à l’écroulement de tension


Il s’agit de :

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

réactive et les ouvrages du réseau, afin de disposer des réservesnécessaires et suffisantes et de pouvoir les acheminer ;

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

besoin, de fournir celle-ci avec le niveau de performance attendu. Lesdispositions prises concernent les plans de démarrage des groupes sousl’angle de leur capacité de production réactive, l’enclenchement desmoyens de compensation duréseau (condensateurs et/ou réactances),l’utilisation des compensateurs synchrones et autres dispositifs ;

3) pouvoir mobiliser de manière efficace les réserves de puissance

réactive ainsi constituées ; ce qui suppose de disposer de systèmes deréglage de la tension (secondaire et tertiaire) fiables et opérationnels,ainsi que de dispositifs de commande des moyens de compensationperformants.


Elle consiste essentiellement à surveiller et maîtriser le plan de tensionen régime normal.

Le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par une successionde trois niveaux de commande ayant des constantes de tempséchelonnées et permettant de mobiliser les réserves réactives sur deszones de plus en plus étendues :

56©RTE 2004

Les TAC, par leur possibilité de démarrage rapide,

permettent de disposer rapidement

d’un apport en puissance réactive.

EDF - Turbine à combustion de Gennevilliers

©RTE 200457


● le réglage primaire, qui mobilise la réserve réactive des groupes lesplus proches de la perturbation, sous l’action de leur régulateurprimaire de tension à partir des variations de tension observées austator, de façon à maintenir cette tension égale à la valeur de consigneaffichée ;

● le réglage secondaire de tension (RST), qui mobilise les réserves réactivesde l’ensemble des groupes et des condensateurs par zonesélectriquement homogènes du point de vue du comportement entension. Ces zones sont appelées "zones du réglage secondaire detension". Le RST vise à maintenir constante la tension en un point centralreprésentatif de la tension de la zone dit "point pilote" ;

● le réglage tertiaire de tension, qui est manuel. Il s’agit de l’ensemble desactions commandées par les opérateurs des dispatchings pourcoordonner le plan de tension entre les différentes zones de réglagesecondaire.

Ces commandes concernent les modifications de la tension de consignedes points pilotes, les ordres d'enclenchement ou de déclenchement demoyens de compensation. Il peut aussi s’agir de démarrages de groupesou de modifications de la topologie du réseau.


Elles visent à maîtriser l’évolution du plan de tension en régime incidentellorsque le phénomène d’écroulement de tension s’amorce, en agissant surles charges par :

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

HTB/HTA dès que la tension atteint une valeur critique en certainspoints du réseau (l’évolution de la chute de tension peut être rapide :de l’ordre de 10 à 20 kV/mn) ;

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

Ces actions sont relayées, le cas échéant, par des interventions "énergi-ques", commandées par les opérateurs des dispatchings, sur les moyensde production ou la consommation :

- utilisation des surcharges réactives sur les groupes,- démarrage de moyens rapides de production, tels les TAC,- et, en dernier recours, activation du télédélestage de secours voire

mise hors service des transformateurs THT/HT ou des autotrans-

formateurs 400/225 kV.

©RTE 200458

• Disposer d’une prévision de consommation précise et fiable • Disposer d’un plan de production capable de couvrir la prévision

de consommation et les échanges avec une marge suffisante • Disposer des réserves de puissance nécessaires

et pouvoir les mobiliser de manière efficace

• S’assurer de la disponibilité effective en temps réeldes réserves de puissance constituées

• Contrôler la fréquence en régime normal grâce aux actions automatiques (réglages primaire et secondairefréquence/puissance) et manuelles (réglage tertiaire)


• Passage à Pmax des groupes en service• Délestage rapide de clientèle• Télédélestage de secours• Délestage fréquencemétrique (système automatique)

Les Parades ultimes


Contre l’écroulement de fréquence

©RTE 200459


2.4.4.3 Lignes de défense relatives à l’écroulement de fréquence


Les actions engagées à ce niveau visent à mettre à disposition desdispatchings les moyens de maîtriser l’équilibre offre/demande ; il s’agit :

● de disposer d’une prévision de consommation(niveau de consommationà la pointe, forme de courbe de charge, ...) et d’une prévisiond’échanges transfrontaliers ;

● de disposer d’un plan global de production capable de couvrir laprévision de consommation et les échanges, avec une margesuffisante pour faire face aux différents aléas qui peuvent affecterl’équilibre offre/demande : perte de groupes de production, écartentre prévision de consommation et réalisation, ...

Ceci est obtenu en constituant des réserves de puissancemobilisables soit par le biais d’automatismes (réserves primaire etsecondaire) soit par l’action des opérateurs (réserve tertiaire) (cf.annexe A.1.2) ;

● de pouvoir mobiliser dans les différents délais requis ces réserves depuissance.


Il faut vérifier régulièrement en temps réel la disponibilité effective des ré-serves de puissance constituées. Les actions engagées visent à maintenir lafréquence en régime normal, par mobilisations successives des différentesréserves selon des constantes de temps échelonnées (cf. annexe A.1.2).

Chaque niveau de réserve permet de reconstituer les réserves du niveauprécédent.

Ces trois niveaux de réserve sont gérés et reconstitués par les réglagesautomatiques primaire et secondaire fréquence/puissance et le réglagetertiaire placé sous le contrôle des dispatchers.

● Le réglage primaire a pour objectif d’assurer le rétablissement rapide(quelques secondes) de l’équilibre offre/demande. C'est un réglagelocal, assuré par le régulateur de vitesse de chaque groupe asservi,

©RTE 200460

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

la performance des groupes est déterminante :

participation au réglage primaire de fréquence

et au réglage secondaire fréquence/puissance,

capacité de passage à Pmax , …

EDF - CNPE de Saint-Alban

©RTE 200461


qui agit directement sur les organes d’admission du fluide moteur à laturbine. En fin d’action, la nouvelle situation d’équilibre se traduit parun écart de fréquence et des échanges aux frontières différents de leurvaleur programmée.

● Le réglage secondaire a pour but de ramener la fréquence à la fré-quence de référence (50 Hz en général, 49.99 ou 50.01 Hz en cas de"rattrapage horaire") et les échanges transfrontaliers à leurs valeursprogrammées. Cet objectif est atteint en modifiant la puissance deconsigne des groupes asservis au réglage secondaire fréquen-ce/puissance à l’aide d’un signal calculé de manière centralisée audispatching national.

● Le réglage tertiaire consiste à recaler, par activation d’offres d’ajuste-ment (cf. annexe A.1.5.2), les programmes de production sur certainsgroupes afin de reconstituer la réserve secondaire, voire une partie de laréserve primaire lorsque celle-ci est entamée, pour se prémunir d’unnouvel aléa. Les actions correspondantes sont totalement sous le contrôledes opérateurs de conduite des dispatchings.


Dans les situations où les actions normales de conduite ne permettentplus de maîtriser la fréquence, des actions exceptionnelles de conduite

sont engagées :

● sur la production : passage à Pmax,● sur les charges : délestage rapide de clientèle, télédélestage de secours.

Si les lignes de défense précédentes sont contournées lors d’un aléa dé-passant la réserve primaire disponible sur le réseau interconnecté ouéventuellement sur les sous-réseaux qui peuvent se constituer en cas d’unincident important, la dernière ligne de défense est constituée par le

délestage fréquencemétrique. Il s’agit d’un délestage opéré automati-quement , sur un critère de seuil de fréquence, et sélectivement sur les dé-parts distribution HTA des postes sources et sur les installations nonprioritaires des clients raccordés au RPT.

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

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

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

de la consommation totale.

©RTE 200462

• Disposer, sur les groupes, de systèmes de régulation de tension et de vitesse opérationnels et correctement réglés

• Disposer d’un plan de protection suffisamment performant• Éviter les topologies de réseau propices au développement

du phénomène

• Contrôler l’accélération des groupes par l’action automatique des régulateurs de vitesse et des accéléromètres à seuil


• Décomposer tout ou partie du réseau de manière automatique

Les Parades ultimes


Contre la rupture de synchronisme

©RTE 200463


2.4.4.4 Lignes de défense relatives à la rupture de synchronisme


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

● de disposer de systèmes de régulation de tension et de vitesseopérationnels et correctement réglés, capables de maintenir la stabilitédes groupes lors des sollicitations ;

● de disposer d'un plan de protection du réseau suffisamment per-formant pour ne pas solliciter, par des éliminations trop tardives decourts-circuits, les dispositifs de régulation de tension et de vitessedes groupes au delà de leurs possibilités. Vis-à-vis des groupesthermiques classiques et nucléaires, le niveau de performanceattendu de ce plan de protection doit garantir le maintien de la stabilitéquel que soit le type de défaut : défaut monophasé ou triphasé, avec ousans réenclenchement, sur une ligne ou un jeu de barres ;

● d’exploiter le système électrique de manière à ne jamais se trouver,naturellement ou suite à des manœuvres ou déclenchements, dans unetopologie propice au développement du phénomène : cas des antenneslongues, par exemple. Ceci est assuré par l’application de la règle du "N-k"au niveau de la préparation de l'exploitation et de la conduite du Système.Dans le domaine de la stabilité, cette règle consiste à s’assurer que leSystème reste stable sur perte d’ouvrage liée à un défaut correctementéliminé par le système de protection. Les dispositions prises concernentla robustesse des schémas d'exploitation, des limitations sur la puissanceactive fournie par les groupes, ou un niveau minimal de fourniture depuissance réactive et de tension à respecter.


Les actions correctives engagées visent essentiellement à contrerl’accélération des groupes lors de l’apparition d’un court-circuit, enannulant le couple moteur appliqué au rotor ; ce qui est assuré par lerégulateur de vitesse qui commande, lors de perturbations importantes, lafermeture rapide des organes d’admission de la turbine, ainsi que par lefonctionnement de l’accéléromètre à seuil (groupes thermiques).

©RTE 200464

Débouclage sur Rupture de Synchronisme (DRS)

Carte des zones DRS en 2004

DECOUPAGE 2e BATTEMENT



DÉCOUPAGE 2ème BATTEMENT



©RTE 200465



Lorsque le synchronisme entre les groupes de production est perdu, leprincipe de défense consiste à découper tout ou partie du réseau de

manière automatique, de façon à séparer rapidement du réseau généralrestant sain, la région ou le groupe de régions électriques siège d’unerupture de synchronisme.

Ceci est réalisé sur la base d'équipements locaux dénommés protections deDébouclage en cas de Rupture de Synchronisme (DRS), qui détectent lesbattements et les creux de tension caractéristiques du phénomène.

Ces dispositifs sont installés selon le plan DRS, qui est régulièrement mis àjour, sur un certain nombre de lignes 400 et 225 kV assurant un lienélectrique entre les différentes zones dont les groupes ont de forteschances d’avoir un comportement dynamique homogène en cas de pertede synchronisme.

Comme l’action de découpage automatique conduit en général à romprelocalement l’équilibre entre production et consommation, des actionsautomatiques par les relais de délestage fréquencemétrique de la chargepeuvent être nécessaires pour rétablir l’équilibre dans les zones déficitaires.

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

peut être obtenu, les groupes thermiques s’îlotent automatiquement

sur leurs auxiliaires de façon à être en mesure de procéder à la reprise deservice plus rapidement.

Le principe de base est, d'une part, de ne pas les découpler trop tôt pourlaisser le temps au Système de se stabiliser par l’action des régulations,d'autre part, de ne pas les découpler trop tard afin de ne pas solliciter lesouvrages au-delà de leurs limites de dimensionnement ; ceci supposeune parfaite coordination des dispositifs de protection côté groupes etcôté réseau.

©RTE 200466

Lors des incidents de grande ampleur,

des durées de coupure importantes

peuvent être observées.

©RTE 200467

La sûreté du Système : les bases22.5 La reconstitution du réseau

2.5.1 ENJEUX POUR LE SYSTÈME ET LES UTILISATEURS DU RÉSEAU

Une conjonction exceptionnelle d’événements défavorables peut conduire,malgré la mise en œuvre par RTE de tous les moyens d’actions à sa dispo-sition, y compris les actions de sauvegarde et de défense, à un effondrementtotal du réseau d’une région, de l’ensemble du pays voire au-delà.

RTE doit alors rétablir un fonctionnement normal du Système (action de"reconstitution du réseau") avec les objectifs d’agir :

● au plus vite,de façon à limiter le plus possible dans le temps l’impact dublack out sur la vie sociale et économique du pays,

● mais aussi de façon maîtrisée, dans le respect de la sécurité despersonnes et des biens et en évitant en particulier tout nouvelécroulement du réseau, particulièrement fragile durant la phase dereconstitution. Un second effondrement, comme l’a connu la Francele 19 décembre 1978, peut conduire en effet à la mise hors tension dezones non atteintes par le premier incident et allonger sensiblementle délai de réalimentation de la consommation coupée.

Le parc de production français est caractérisé par le poids prépondérant dela production nucléaire, avec ses contraintes et performances propres ;cette caractéristique a les conséquences suivantes :

● la stratégie de RTE pour reconstituer tout ou partie du réseau après unincident généralisé, en l’absence de tout secours possible à partird’un réseau puissant (France ou étranger) resté sous tension, reposeessentiellement sur les groupes nucléaires îlotés ;

● la disponibilité à terme des groupes thermiques déclenchés (en parti-culier nucléaires), indispensable à la réalimentation totale des consom-mateurs, dépend de la rapidité de réalimentation de leurs auxiliaires demarche ;

● des contraintes éventuelles peuvent nécessiter un renvoi de tensionrapide vers les auxiliaires des tranches nucléaires qui en feraient lademande.

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

● la préparation du réseau et le diagnostic de la situation,● la reconstitution du réseau à partir d’ossatures régionales,● si nécessaire, le renvoi de tension vers les tranches nucléaires.

©RTE 200468

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

Lors d’un manque de tension généralisé,

un diagnostic précis de la situation

est indispensable avant d’engager

la reconstitution du réseau.

©RTE 200469


2.5.2 PRÉPARATION DU RÉSEAU ET DIAGNOSTIC

Dès l’apparition du manque de tension, le réseau doit être préparé pourque les actions nécessaires puissent être effectuées dans de bonnes con-ditions. Il s’agit en particulier :

● d’éviter les problèmes de surtension lors de la remise sous tensionultérieure de portions de réseaux, en veillant à ne pas laisser d’un seultenant de grandes files de lignes ou de câbles ;

● de préparer une reprise maîtrisée de la charge par la création depoches de consommation calculées de façon à être compatibles avecles possibilités de reprise de charge sur un seul groupe de production(environ 50 MW pour un groupe de 900 MW).

À cette fin, lors de la disparition de la tension un découpage automatiquedu réseau est assuré par des automates spécifiques, dits "automates àmanque de tension" (AMU) ; il est complété si nécessaire par des actionsdes opérateurs. L’ensemble des dispositions relatives à la localisationdes automates et au découpage en poches de consommation de l’ordrede 50 MW est appelé "plan AMU".

Lors d’un manque de tension généralisé, le dispatching national réalise,en liaison étroite avec les dispatchings régionaux, un diagnostic aussiprécis que possible de la situation (zones hors tension, zones encore"saines" sur les plans fréquence et tension, groupes îlotés, besoinéventuel de renvoi de tension vers des tranches nucléaires). Sur cettebase, il définit la stratégie générale de la reprise de service : reprise àpartir du réseau français resté sain ou/et reprise à partir des réseauxétrangers, ou mise en œuvre de la reconstitution par ossaturesrégionales.

La pertinence et la rapidité du diagnostic (et, par incidence, de la reprisede service) reposent fortement sur les téléinformations remontées duterrain (postes transport et installations des utilisateurs du réseau) par lesystème de téléconduite, dont la fiabilité est alors essentielle.

©RTE 200470

Carte des ossatures régionales

©RTE 200471


2.5.3 RECONSTITUTION DU RÉSEAU PAR OSSATURES RÉGIONALES

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

meilleurs délais possibles les clients prioritaires, puis progressivement

la totalité de la clientèle, en assurant l’alimentation des sourcesélectriques des moyens de production qui ont déclenché en vue de leurparticipation au plus tôt à la reconstitution du réseau.

Si un réseau suffisamment puissant est disponible, la reprise de serviceest engagée à partir de celui-ci. Sinon, ou en complément (si cela permetd’accélérer le reprise de service dans les zones éloignées dudit réseaupuissant), RTE entreprend la reconstitution du réseau par ossatures

régionales.

Le principe repose sur la constitution, effectuée de manière indépen-dante et simultanée dans chacune des sept régions, de structures 400 kVprédéterminées appelées ossatures régionales. Ces structures sontconçues de façon à relier, à l'échelle de chaque plaque régionale, lesunités nucléaires et quelques grands sites de production hydrauliquesaux postes d’alimentation des zones de consommation importantes.

Sous le pilotage du dispatching régional, chaque structure régionale estremise sous tension pas à pas au moyen des groupes nucléaires qui sesont îlotés et en reprenant, si nécessaire, des "poches de consommation"préétablies. La taille de ces poches doit être suffisante pour assurer lamaîtrise de la tension tant en régime permanent qu’en régimetransitoire, tout en restant compatible avec la capacité de reprise decharge des groupes connectés à l’ossature.

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

du maintien opérationnel du plan AMU (adaptation du découpage aux

évolutions structurelles du réseau, compatibilité avec les scénarios de

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

©RTE 200472

Grâce à leur aptitude au renvoi à tension progressive,

les groupes hydrauliques peuvent être utilisés

comme groupes sources

pour la remise sous tension des ossatures

ou les scénarios de renvoi de tension.

EDF - Centrale hydroélectrique de Montézic

©RTE 200473


Ces structures régionales ainsi constituées, après reprise partielle éven-tuelle de charge (réalimentation rapide des clients prioritaires notamment),sont alors couplées entre elles ou/et avec les réseaux étrangers à l’initiativedu dispatching national. Ensuite, la reprise de la consommation estpoursuivie en fonction de la disponibilité offerte par les groupes recoupléset, le cas échéant, d’importations mises en place avec les GRT étrangers.

2.5.4 SCÉNARIOS DE RENVOI DE TENSION

Les groupes nucléaires sont soumis à des règles précises relatives àl’alimentation électrique de leurs auxiliaires. Ces règles exigent une réali-mentation rapide d’a minima une des deux sources externes d’alimentationdes auxiliaires d’une tranche déclenchée en cas d’indisponibilité d’au moinsune de ses sources internes.

En situation d’incident généralisé, RTE est donc susceptible de mettre deséléments du RPT à disposition pour permettre à des tranches nucléaires quile solliciteraient, de recevoir la tension soit à partir d’un réseau "fort" enFrance ou depuis l’étranger soit, si ce n’est pas possible, de la part d’un autregroupe.

L’ensemble "groupe source - éléments du RPT - groupe cible" constitueune file de renvoi de tension ; l’ensemble des opérations de mise enœuvre d’une file est appelé "scénario de renvoi de tension". Pour chaquesite, il existe plusieurs scénarios.

Un groupe nucléaire demandant la mise en œuvre d’un renvoi de tensiontransmet une téléinformation spécifique au dispatching régional. RTEchoisit le scénario le mieux adapté et le plus rapide de mise en œuvre. Legroupe source de la file est alors sollicité selon les instructions de RTEpour la remise sous tension de la file de renvoi puis la reprise desauxiliaires du groupe demandeur.

La faisabilité des ossatures est étroitement liée au taux de réus-

site des îlotages des groupes thermiques.

©RTE 200474

L’aptitude à la réussite et à la tenue

de l’îlotage des tranches thermiques

est vérifiée régulièrement par leurs exploitants.

EDF - CNPE de Civaux

©RTE 200475


2.5.5 MISE EN PLACE ET MAINTIEN EN CONDITIONS OPÉRATIONNELLES

DU PLAN DE RECONSTITUTION DU RÉSEAU

La reconstitution du réseau repose sur une succession d’opérations com-plexes et délicates qu'il convient d’avoir étudiées et préparées.

● Les différentes actions à mener en pareille circonstance, avec leur en-chaînement, sont décrites dans un "plan de reconstitution du réseau" quifixe la stratégie à suivre, les dispositions à mettre en œuvre, les matériels àinstaller ou configurer, les performances attendues de ceux-ci et lesresponsabilités respectives des différents intervenants.

Ce plan est complété par tous les acteurs concernés (RTE et utilisateursraccordés au RPT) par la rédaction de consignes opératoires et la mise enplace des actions de formation correspondantes.

● Les exploitants du Système s’assurent en permanence, en relation avec les autres acteurs, du caractère opérationnel du plan de reconstitutiondu réseau : suivi des performances des équipements qui yparticipent, mise à jour régulière des consignes, …

● Les scénarios de renvoi de tension sont étudiés, simulés et validéspar des essais avant d’être déclarés opérationnels. Leur disponibilitéest vérifiée régulièrement en exploitation.

● L’aptitude à la réussite et à la tenue de l’îlotage des groupes thermiquesest vérifiée régulièrement par les producteurs.

● RTE organise périodiquement des enquêtes auprès des distributeurs etdes consommateurs pour s’assurer du caractère opérationnel du plan dedélestage.

Le Plan de Reconstitution du Réseau précise les principales étapes à

mettre en œuvre pour la reconstitution du réseau.

76©RTE 2004

L’enjeu de la sûreté du Système :

éviter l’incident généralisé

Un incident généralisé conduirait à des répercussions

importantes sur la production industrielle fortement

dépendante du maintien de l’alimentation électrique.

PSA - Usine de Poissy

77

La sûreté du système : les bases2Résumé

©RTE 2004

RÉSUMÉ SUR LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

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

● assurer le fonctionnement normal du Système,● limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents,● limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent.

La sûreté du Système repose sur la notion de défense en profondeurassurée par la mise en œuvre de dispositions de natures diverses : leslignes de défense qui relèvent des domaines technique, humain ou del'organisation.

Ces mesures prises en termes de Prévention/Préparation, Surveil-lance/Action, Parades ultimes visent à éviter ou à maîtriser les quatregrands phénomènes de dégradation de la sûreté que sont :

● les surcharges en cascade,● l'écroulement de tension,● l'écroulement de fréquence,● la rupture de synchronisme.

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

Système.

78©RTE 2004

Comme dans tout système,

les performances unitaires des composants

influent sur celles de l’ensemble.

RTE - Poste 225 kV

©RTE 200479

Les dispositions prisesdans le domaine matérielpour garantir la sûreté du Système

Les dispositions prisesdans le domaine matérielpour garantir la sûreté du Système

3.1 Les critères de structuration du système électrique

3.2 Les performances attendues des ouvragesde production et de transport

3.2.1 Les ouvrages de production3.2.2 Les ouvrages de transport : les postes

3.3 Les protections et les automates d’exploitation

3.4 Les réglages automatiques de la fréquenceet de la tension

3.5 Le système de téléconduite

33

80©RTE 2004

Les postes constituent un risque

de mode commun fort pour la sûreté.

Des dispositions constructives et d’exploitation

sont prises pour limiter ce risque.

La complexité du Système, très maillé,

impose une priorité :

la réduction des modes communs.

RTE - Poste 225 kV sous enveloppe métallique (PSEM)

©RTE 200481

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.1 Les critères de structuration

du système électrique

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

des zones électriquement homogènes est un élément fondamental pourpréserver l'intégrité du réseau en cas de grandes perturbations.

La séparation des fonctions d'interconnexion et de répartition simplifiel’observabilité et le contrôle des interactions entre niveaux de tensionpour les opérateurs de conduite et facilite les stratégies de résolution desincidents.

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

élément favorable pour améliorer la sûreté de fonctionnement vis-à-visdes aléas courants sur les ouvrages de transport ou sur la production. Lecontrôle de ce système et en particulier la prévention des grandsincidents suppose des échanges de données et une concertationapprofondie entre dispatchings des réseaux interconnectés.

Au niveau des composants, outre la réduction du taux de défaillanceunitaire, la réduction des modes communs doit constituer une priorité.

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

puisqu'ils constituent un point de convergence pour les lignes dont il fautéviter la mise hors tension simultanée. Des dispositions constructives sontprises -comme, par exemple, l'augmentation du nombre de jeux de barreset de sommets- pour réduire l'impact des défauts en exploitation.

Par ailleurs, des règles simples en matière d’exploitation -comme lequinconçage des arrivées de lignes- permettent d’éviter que desouvrages allant dans la même direction soient raccordés sur un mêmesommet électrique et risquent d’être mis hors tension simultanément.

L'action sur les lignes de transport elles-mêmes est plus délicate ; lasûreté demande d'éviter les structures trop complexes ("piquages" en li-gne, par exemple), mais les contraintes d'encombrement et d'envi-ronnement peuvent jouer en sens inverse et conduire, par exemple, àconstruire des lignes multiples sur supports communs.

82©RTE 2004

Des dispositions spécifiques ont été prises

à Gravelines pour éviter que le bouchage

des prises d’eau par les groseilles de mer

n’entraîne la perte du site.

L’obstruction des prises d’eau

des centrales nucléaires et thermiques classiques

constitue un mode commun

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

EDF - CNPE de Gravelines

©RTE 200483

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.1 Les critères de structuration

du système électrique

Les sites de production représentent aussi un enjeu important.

L'augmentation de la taille des groupes et des sites, résultat d’unerecherche d’optimum technico-économique, nécessite de prendre encompte un impact plus grand en cas d’aléa. L'adoption de bons schémasélectriques pour le raccordement des centrales au réseau etl'alimentation de leurs auxiliaires est un élément important pour lasûreté du Système. Cependant, les modes communs ne sont pas touscontrôlables par la seule action sur les structures électriques(température des sources froides, groseilles de mer, algues, contraintesd'environnement).

Enfin, les méthodes de développement du réseau sont déterminantes en

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

84©RTE 2004

Connaître et garantir les performances

des composants dont ils ont la charge :

un enjeu pour chacun des métiers concourant

à la sûreté du système électrique.

EDF - Intervention au CPT du Havre

©RTE 200485

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.2 Les performances attendues des ouvrages

de production et de transport

Comme dans tout système, les performances unitaires des composants

influent sur celles de l'ensemble.

Cependant, la notion de performance propre à chaque composant doitêtre maniée avec prudence, car l'accroissement de la sûreté de chacun

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

accroissement de la sûreté de fonctionnement de l'ensemble. Toutdépend de l'usage que l'on fait du progrès (une voiture qui a de meilleursfreins n'accroît pas la sécurité de la conduite si l'on s'en sert pour roulerplus vite). C'est le problème de la conduite aux limites.

La définition des performances d'un composant doit se faire en tenantcompte de ses interactions avec le reste du Système et des conditionsd'exploitation actuelles, mais aussi des conditions d'exploitation à longterme pour que le composant réponde aux besoins tout au long de sadurée de vie.

3.2.1 LES OUVRAGES DE PRODUCTION

Une bonne insertion des groupes de production dans le système électriqueest essentielle. Elle doit permettre de tirer du moyen de production lesmeilleures performances et assurer la sûreté du Système.

Les principales performances ont été déterminées à partir d'un cataloguede situations dites "de référence" qui permettent de décrire les différentsmodes de fonctionnement attendus du groupe raccordé au Système. Cessituations sont au nombre d’une centaine.

86©RTE 2004

Les centrales hydrauliques sont essentielles

à la sûreté du système électrique

de par leurs performances spécifiques :

• rapidité de couplage,

• capacité à monter rapidement en charge

et à s’arrêter.

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

©RTE 200487



Les principales performances spécifiées vis-à-vis du système électriquepeuvent être analysées suivant deux axes :

3.2.1.1 Le comportement des moyens de production

en régime normal

Il est caractérisé par trois domaines :

● le dimensionnement général de l’installation

Les caractéristiques concernées sont :

- sa puissance unitaire,

- ses domaines de fonctionnement en fréquence et en tension,

- son apport maximal de puissance de court-circuit,

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

- ses possibilités au minimum technique.

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

Les caractéristiques visées sont celles qui ont une incidence sur la capa-cité du Système à faire face à un déséquilibre transitoire ou prolongéentre la production programmée et la demande.

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

- aux réglages primaire et secondaire fréquence-puissance (volume de réserve, gradient, disponibilité) ;

- à la capacité de modulation des groupes, c'est-à-dire leur aptitude àeffectuer des variations de la puissance active programmées qui sontnécessaires pour suivre les variations journalières de la courbe decharge nationale ou des échanges avec l’étranger. Les principalesperformances concernées par ce dernier point sont : le minimumtechnique auquel la tranche peut fonctionner, la vitesse de variation depuissance possible, l'amplitude de la variation, le nombre de variationset la durée des paliers de puissance entre deux variations ;

- au comportement des tranches vis-à-vis des gradients de variation de charge (aptitude à la baisse d’urgence, au passage à Pmax, ...).

88©RTE 2004

La performance des moyens de production

est définie suivant deux axes :

En régime

normal

• Dimensionnement général de l’installation

• Adaptation de la productionà la consommation en actif

• Adaptation de la productionà la consommation en réactif

• Stabilité des groupes faceaux aléas de faible amplitude

• Tenue des groupesen présence de perturbations

• Aptitude à l’îlotage

• Fonctionnementen réseau séparé

• Comportement lorsd’une reconstitution de réseau

En régime

exceptionnel

©RTE 200489



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

Les groupes de production jouent un rôle fondamental dans le réglage etla tenue de la tension du système électrique ; ils constituent des points àtension tenue autour desquels s'articule le plan de tension en fonctiondes transits de puissances active et surtout réactive sur le réseau.

Ces transits résultent des charges appelées, du plan de production, deséchanges avec l’étranger, de la topologie du réseau et des moyens decompensation en service.

Pour assurer ce rôle, les groupes doivent disposer de performancessuffisantes en termes de :

- capacité de fourniture ou d'absorption de puissance réactive. Celle-ciest caractérisée par la puissance réactive que le groupe peut absorberou livrer au réseau, en fonction de la tension HTB ;

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

3.2.1.2 Le comportement des moyens de productionen situation perturbée

Il est caractérisé par les quatre points suivants :

● la tenue des groupes en présence de perturbations

La tenue des groupes en présence de perturbations conditionne la sûretédu Système. En cas de perturbations modérées, le maintien des groupessur le réseau permet d'éviter la dégénérescence en incident. En cas deperturbations plus importantes, telles que l'écroulement de tension ou larupture de synchronisme, un comportement satisfaisant des groupeslimite l'étendue et la profondeur de l'incident. À ce titre, il est indis-pensable de garantir une parfaite cohérence entre le fonctionnement desgroupes et leurs systèmes de protection associés et le plan de défense.

La philosophie générale est de maintenir les groupes couplés au réseaule plus longtemps possible :

- en mettant en œuvre des dispositifs permettant de limiter l’excursiondes grandeurs physiques dans un domaine compatible avec ledimensionnement des matériels,

©RTE 200490

Le comportement des régulateurs de vitesse

et de tension s’avère toujours déterminant

lors de grands incidents.

Leur bon réglage est un paramètre

important pour la sûreté du Système.

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

©RTE 200491



- le temps de permettre de résorber la perturbation sous l’action dessystèmes de protection du réseau,

- sans toutefois compromettre le repli de l’installation dans un état per-mettant une reprise de service rapide, ce repli étant commandé parles dispositifs de protection de la centrale, alternateur compris.

Le comportement des dispositifs de limitation des régulateurs de vi-

tesse et de tension est ici déterminant.

● l’aptitude à l'îlotage

L’îlotage peut survenir suite à une perturbation localisée sur la liaisond'évacuation ou suite à un incident sévère sur le Système.

Dans le premier cas, un seul groupe est concerné et les conséquencesd'un succès ou d'un échec ne sont qu'économiques, la productionperdue devant être compensée par celle d'un groupe dont le coûtd'exploitation est souvent plus élevé.

En revanche, dans le second cas, l'ensemble des groupes d'une régionpeut être concerné. Le succès de l'îlotage et la tenue des groupes enîlotage conditionnent alors la rapidité de la reconstitution du Système. Lacapacité d'îlotage est donc bien un besoin du Système.

● le fonctionnement en réseau séparé

Le bon fonctionnement des groupes en réseau séparé est également unfacteur important pour la sûreté du Système. Un bon fonctionnementdans ce domaine, intervenant par exemple suite à des pertes de lignes encascade, est absolument nécessaire pour éviter l'effondrement généraldu réseau.

● le comportement lors d'une reconstitution de réseau

Consécutivement à un incident de grande ampleur, une, voire plusieursrégions peuvent se retrouver totalement hors tension.

La capacité des tranches à pouvoir enchaîner rapidement les actions né-cessaires à la reconstitution conditionne la rapidité avec laquelle la clien-tèle sera réalimentée.

©RTE 200492

L’enveloppe des performances

est décrite par le diagramme

de fonctionnement de l’alternateur.

Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques :

limite liée à l’échauffement des zones d’extrémité du stator (combinaison des flux stator et rotor),

limite d’intensité stator (problème d’échauffement des circuits statoriques),

limite de courant rotor (problème d’échauffement des circuits magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

limite de l’induction dans l’entrefer (échauffement des tôles du circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

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

4

3

2

1

1

2

3

4

©RTE 200493



L’enveloppe des performances est décrite par le diagramme de fonc-

tionnement de l’alternateur. Celui-ci précise l'évolution des grandeurspuissance active et puissance réactive aux bornes de l'alternateur et pourlesquelles il doit rester raccordé au réseau.

Le diagramme de fonctionnement de l'alternateur tient compte des situa-tions suivantes de fonctionnement du réseau :

- la situation normale,

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

- les situations d'écroulement de tension,

- les situations de reconstitution.

La garantie des performances attendues des groupes de production vis-à-vis de la sûreté du Système est assurée par la qualité des processussensibles relatifs :

- au réglage des paramètres importants pour la sûreté concernant lesfonctions de régulation turbine et alternateur ainsi que laprotection des alternateurs,

- à la maîtrise du RST,

- à la maîtrise des fonctions de sauvegarde.

3.2.1.2 Contrôle des performances

Malgré cette garantie, le retour d'expérience sur les incidents grands etpetits met souvent en évidence des écarts par rapport à ce qui est spécifiéet attendu de la part des moyens de production et de délestage vus desgestionnaires de réseaux de transport. Le contrôle des performances estindispensable pour maintenir le niveau de sûreté, en identifiant ettraitant les problèmes bien avant l'occurrence de tels incidents.

Les installations de production, vu leur rôle, constituent la premièrepriorité pour un tel contrôle.

94©RTE 2004

Les défaillances au niveau des postes

peuvent occasionner la perte

de plusieurs ouvrages de production et de transport

et conduire à des incidents hors dimensionnement.

RTE - Poste 400 kV

©RTE 200495



3.2.2 LES OUVRAGES DE TRANSPORT : LES POSTES

3.2.2.1 Généralités

Les postes HTB sont les carrefours du réseau, les nœuds où les ligness'interconnectent. Ils assurent les principales fonctions suivantes :

- raccordement des centrales au réseau,

- interconnexion avec les pays voisins,

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

- transformation du niveau de tension de l'énergie,

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

Ce risque fort de mode commun doit être pris en considération depuis laconception jusqu'à la conduite temps réel.

3.2.2.2 Les équipements Haute Tension du poste et leurs fonctions

Un poste comprend les principaux matériels HTB suivants :

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

- des disjoncteurs qui assurent la coupure des courants de court-circuitet de transit et la déconnexion des ouvrages ;

- des sectionneurs qui assurent, après coupure des courants par lesdisjoncteurs, un rôle d'isolement et d'aiguillage des ouvrages sur l’unou l’autre des jeux de barres ;

Les défaillances au niveau des postes sont particulièrement graves

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

plusieurs ouvrages de production et de transport et conduire à des

incidents hors dimensionnement.

96©RTE 2004

La structure des postes est organisée en "cellules".

Une cellule regroupe l'ensemble des équipements

relatifs à un même ouvrage :

cellule ligne

cellule transformateur

cellule couplage

etc.

Elle comprend :

La connexion entre les cellules se fait

par l’intermédiaire des jeux de barres.

la tête de cellule qui regroupe les équipements

de contrôle, de protection et d'isolement,

la partie aiguillage qui permet de connecter

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

le disjoncteur,

©RTE 200497



- des transformateurs ou autotransformateurs de puissance quipermettent de transformer le niveau de tension pour l'adapter auxutilisations ;

- des transformateurs de mesure, tension et courant, destinés àl'alimentation des appareils de mesure, l'alimentation des systèmesde protection et des automatismes de reprise de service ;

- des réactances de compensation de l'énergie réactive.

Les principales agressions auxquelles sont soumis les postes sont de na-ture électrique. Ce peut être des agressions d'origine interne (surten-sions de manœuvre) ou externe (coups de foudre). Il y a aussi lesconditions atmosphériques (givre, pollution saline, …).

Enfin, il convient de prendre en considération les indisponibilités fortuites(suite à une panne, par exemple) ou programmées (pour entretien ouréparation), qui peuvent momentanément fragiliser l'exploitation.

3.2.2.3 Les facteurs concourant à la sûreté des postes

A - Prévention

Dans le domaine de la prévention, la sûreté des postes repose sur lesdispositions constructives qui concernent :

- le dimensionnement des équipements, sur les plans électrique etmécanique ;

- les dispositions topologiques permettant de limiter les répercussionsdes incidents.

Elle repose aussi sur les dispositions de qualification et de maintenancepréventive des matériels.

Le dimensionnement

Il s'agit de l'ensemble des dispositions permettant, au niveau de laconception des postes, d'assurer la tenue des matériels sur les plansélectrique, thermique et mécanique en régime normal et pour certainessituations contraignantes (courts-circuits, pollution, ...).

98©RTE 2004

Le dimensionnement des matériels et des structures

tient compte des contraintes locales :

courant de court-circuit, pollution, …

RTE - Matériels 400 kV

©RTE 200499



La tenue diélectrique des matériels est caractérisée par les niveaux de

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

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

- 420 kV en régime permanent ;

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

- 1 050 kV (950 kV pour les transformateurs) sur une durée de 250 à 2 500 µs (tension de tenue aux chocs de manœuvre) ;

- 1 425 kV (1 175 kV pour les transformateurs) sur une durée de 1,2 à 50 µs (choc de foudre).

La tenue au courant maximal de court-circuitest un paramètre essentiel quiconditionne le dimensionnement des structures (charpentes, massifs,supports de barres, ...) par rapport aux efforts électrodynamiques qu'ilengendre, et qui détermine le pouvoir de coupure des disjoncteurs.

Pour les disjoncteurs 400 kV, les valeurs normalisées sont :

- 40 kA 1 s ;

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

La tenue thermique est définie par la puissance assignée des matérielscompte tenu des exigences de surcharge et des niveaux d’échauffementliés aux courants de court-circuit.

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

dimensionnés systématiquement pour 63 kA.

Pour la tenue mécanique, les calculs sont menés pour les trois hypothè-ses contraignantes suivantes :

- vent fort ;

- givre moyen ;

- court-circuit avec vent fort.

Des dispositions spécifiques sont prises au niveau de la préparation desterrains pour assurer l’intégrité des fondations. Les dispositifs d’accrochagesont renforcés pour éviter la chute des matériels.

©RTE 2004100

Des murs pare-feu sont disposés

entre les autotransformateurs

pour éviter la propagation des incendies.

RTE - Autotransformateur 400/225 kV

©RTE 2004101



Les dispositions topologiques

Il s’agit de l’ensemble des dispositions de génie civil et électrique prisespour éviter ou limiter les répercussions en cas de défaillance affectant unélément.

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

haute au-dessus des cellules pour éviter qu'en cas de chute d'uneconnexion, les jeux de barres ne soient impactés.

Pour limiter les effets thermiques et mécaniques d'explosions éventuelles,des murs écrans sont disposés entre les cellules ayant une importanceparticulière (évacuation de centrale, par exemple). Par ailleurs, entretransformateurs ou autotransformateurs voisins, des murs pare-feu sont

installés pour éviter la propagation éventuelle d'incendies, et les câblesrelatifs à des cellules et transformateurs ayant un rôle analogue empruntentdes tracés différents à l'intérieur du poste.

Les schémas électriques sont eux aussi déterminants. En cas de défautsur une ligne arrivant au poste ou sur un élément du poste, l'objectif estque le défaut soit éliminé rapidement par un nombre de disjoncteursaussi réduit que possible et que le fonctionnement des ouvrages sainssoit préservé.

Un autre facteur important est la répartition des départs entre lesdifférents sommets : la perte de toutes les lignes dans une directiondonnée est généralement plus grave que la perte du même nombre dansdes directions électriques différentes. Le raccordement des lignes doitaussi être réparti entre ces sommets de façon à limiter les courants decourts-circuits.

102©RTE 2004

La périodicité et la profondeur des actions d'entretien

sont définies en fonction

de la criticité des défaillances, des matériels

calculée sur la base des principaux enjeux que sont :

• la sécurité des personnes et des biens,

• la sûreté de fonctionnement du système

électrique,

• la qualité de fourniture,

• l'environnement,

• le maintien du patrimoine.

RTE - Thermographie infrarouge d’une ligne par hélicoptère

©RTE 2004103



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

● les postes 400 kV présentent en général quatre sommets distinctsconfigurables par manœuvres des sectionneurs et disjoncteurs ;

● sur les grands postes, trois jeux de barres permettent de conserverl'exploitation à quatre sommets pendant les périodes de consigna-tion ou d'exploiter, dans certains cas, à six sommets.

La maintenance préventive

La politique de maintenance OMF (Optimisation de la Maintenance par laFiabilité) vise à détecter les anomalies latentes sur les matériels par desactions d'entretien dont la périodicité et la profondeur dépendent de lacriticité des défaillances des matériels. Elle repose sur les opérations cléssuivantes :

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

● les manœuvres périodiques des disjoncteurs et des sectionneurs (dé-grippage des organes en mouvement, modification des portées declapets et des surfaces portantes, auto-nettoyage des contactsélectriques et des articulations, vérification du bon fonctionnementde la chaîne de téléconduite) ; ces manœuvres périodiques per-mettent aussi la détection de pannes latentes éventuelles à unmoment choisi à l’avance, mais ce n’est pas leur vocation première ;

● la thermographie infrarouge (recherche de points chauds sur lesmatériels HTB et leurs connexions) ;

● le contrôle (vérification du bon fonctionnement des matériels aveccontrôle des signalisations et tests fonctionnels) ;

● la vérification des matériels (maintenance approfondie tous les six àsept ans) ;

● la révision des matériels (maintenance plus approfondie tous lesdouze à treize ans).

Les interventions correspondantes s'appuient sur des procéduresformalisées qui font l'objet d'une application rigoureuse.

©RTE 2004104

La surveillance des équipements de transport

est assurée par les PCG

à l’aide du nouvel outil PEXI.

Les organes de coupure sont télécommandés

depuis les PCG et les dispatchings régionaux.

RTE - Salle de commande d’un PCG/PEXI

RTE - Dispatching régional de SERAA

©RTE 2004105



B - La surveillance des équipements

Cette mission, confiée aux exploitants des postes, est primordiale pour lasûreté du Système puisqu'elle constitue, entre autres, un moyenprivilégié de détection des anomalies naissantes.

La surveillance des équipements s'exerce à deux niveaux :

● en temps réel, où les paramètres significatifs de l’état de fonction-nement des équipements font l'objet d'enregistrements mémorisés etgénèrent des alarmes émises vers les PCG et, pour certaines d'entreelles, vers les dispatchings régionaux. Ces données constituent uneaide au diagnostic et à la décision en cas d'avarie de matériel et lors desincidents affectant les postes ;

● en temps différé, où l'analyse fine du fonctionnement des équipe-ments (lors des séquences d'élimination de défaut, par exemple)permet de détecter d'éventuelles anomalies latentes.

C - Les moyens d'action

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

réel, les organes de coupure sont télécommandés depuis les PCG et lesdispatchings régionaux, ce qui permet :

● d'isoler les ouvrages en défaut à des fins d'interventions rapides ;● d'adapter le schémadu poste à la nouvelle configuration de disponibilité

des ouvrages.

En temps différé, des actions sont menées pour détecter et corriger lesanomalies génériques. Ainsi, les anomalies des matériels HTB, repéréeslors des incidents ou par la surveillance des équipements, font l'objet de

la saisie d'une fiche d'anomalie informatisée.

Les données ainsi collectées permettent, dès que leur volume devient re-présentatif, de mener des études de comportement détaillées en vued'orienter les politiques de maintenance et de qualification desmatériels, et de rétroagir face à d'éventuelles dérives de fabrication ouanomalies génériques.

106

Les protections limitent les conséquences

des incidents en isolant de façon :

- rapide,

- sûre,

- sélective,

les ouvrages en défaut.

©RTE 2004

RTE - Protection différentielle de barres

©RTE 2004107

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.3 Les protections et les automates d’exploitation

a) Les protections contre les défauts d'isolement

Les éléments du réseau HTB tels que lignes, transformateurs et jeux debarres, peuvent être affectés par des défauts d'isolement d'origine interneou externe. Ces défauts peuvent avoir des conséquences graves surl'intégrité du matériel (par l'effet des courants de court-circuit eux-mêmesou des forces électrodynamiques résultantes) ou sur la sécurité despersonnes au voisinage du défaut, mais aussi sur le fonctionnement dusystème : chutes de tension profondes, perte de synchronisme d'unités deproduction.

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

d'éliminer l'élément de réseau concerné en ouvrant les organes decoupure adéquats, après avoir détecté et localisé le défaut.

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

● La rapidité d'action de ces protections est essentielle, en particulierpour éviter les pertes de synchronisme ou la perforation des postes sousenveloppe métallique.

● Leur sélectivité permet d'éviter la mise hors tension d'un trop grandnombre d'ouvrages qui pourrait, à son tour, avoir des conséquencesgraves pour le système électrique telles que reports de chargeincontrôlables, pertes de synchronisme, écroulements de tension.

Il en résulte des "plans de protection", par nature complexes, qui décriventles fonctions et les performances attendues du système de protection et quidoivent présenter une cohérence globale sans faille pour assurer cesperformances de rapidité et de sélectivité avec une grande fiabilité.L’annexe A.1.6 présente leur organisation et leur évolution depuis 1975.

b) Les automates et protections d'exploitation

Les automates d'exploitation ont été introduits très tôt sur les réseauxHTB pour décharger les opérateurs de certaines actions prédéfinies, oupour exécuter celles qui doivent l'être dans un délai très bref.

La plupart de ces automates réalisent, au niveau d'un poste, une actionlocale sur critère local, telle que :

- protection des lignes et transformateurs contre les conséquences detous ordres d'échauffements excessifs (protection de surcharge) ;

- facilitation de manœuvres délicates (télécoupleur, …) ;

©RTE 2004108

L’automate de zone, installé au poste

de Saint-Vulbas, commande l’îlotage

d’un groupe présélectionné de Bugey

en cas d’apparition d’une surcharge

sur certains ouvrages de la zone.

RTE - Automate de zone de Saint-Vulbas

©RTE 2004109

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.3 Les protections et les automates d’exploitation

- retour du système dans une position favorable pour la reprise du service après incident (automate de manœuvre de disjoncteur sur manque detension -AMU-, réenclencheur de ligne, bascule de poste, …) ;

- action de "défense du système" (délestage fréquencemétrique dans les postes-sources HTB/HTA, débouclage du réseau THT sur rupture de synchronisme, …).

D'autres réalisent une action locale sur critère distant. C'est le cas de l'au-tomate de blocage des régleurs en charge des transformateurs THT/HT etHTB/HTA développé dans le cadre du "plan de défense" du Système.

La gestion des automates (mise en/hors service, changement de configu-ration) nécessite des procédures rigoureuses pour garantir l'action attendueau moment opportun.

En dehors de ces automates locaux, des "automates de zone", destinés àmaintenir la sûreté de fonctionnement du réseau par action sur la topologieou la production d'un ensemble de postes, s'avèrent aujourd'hui nécessaires.

Pour ces automates, un haut niveau de sûreté de fonctionnement est attendu,ce qui impacte fortement la conception mais aussi l’exploitation et lamaintenance.

Compte tenu de leur impact potentiel sur la sûreté du Système, laperformance des protections et des automates doit être garantie dans ladurée. Comme les matériels HTB, systèmes de protection et automa-tismes font l’objet d’une maintenance préventive (maintenance OMF),dont la périodicité et la profondeur sont fonction de l’enjeu des ouvragesconcernés ainsi que de leur technologie.

Cette maintenance repose sur les opérations clés suivantes,coordonnées avec les opérations de maintenance des matériels HTB :

- essais fonctionnels simplifiés,

- essais de maintenance approfondie.

Les interventions correspondantes s’appuient sur des procéduresformalisées qui font l’objet d’une application rigoureuse.

Les activités de calcul et d’affichage des réglages et paramètres des pro-tections et des automates sont déterminantes pour l’obtention desperformances attendues. C’est pour cette raison qu’elles font aussil’objet de procédures et de modes opératoires détaillés dans le cadregénéral de l’assurance qualité.

©RTE 2004110

Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote)Uex : tension d'excitation de l'alternateurVp : tension mesurée au point piloteUo : consigne primaire

Réseau

tension stator U

Groupe de production iGroupe i + 1

Groupe i + 2

Jeu de barrespiloteTransmission de la tension du point pilote Vp

Régulateurde zone

Dispatchingrégional

Consigne UoNiveauN

ParticipationQr

Boucleen

réactif

Régulateurprimaire

de tension

Uex

réactif produit par le groupe

ConsigneVc

X

Schéma de principe

du Réglage Secondaire de Tension (RST)

Le RST assure simultanément, dans chaque zone,

la régulation du plan de tension et la répartition

de la puissance réactive entre les groupes.

©RTE 2004

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.4 Les réglages automatiques de la fréquence

et de la tension

111

3.4.1 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA FRÉQUENCE

L'équilibre production-consommation est assuré, en fonctionnementnormal, par deux actions automatiques complémentaires : le réglageprimaire et le réglage secondaire (cf. annexe A.1.2). Leur performance estessentielle pour la sûreté du Système.

Vis-à-vis du réglage primaire, il est fondamental pour la sûreté du systèmeélectrique, lors des variations de grande amplitude, de maîtriser trèsrapidement le transitoire de fréquence afin de ne pas atteindre les premiersseuils du délestage fréquencemétrique. Sur un système interconnecté, telque celui de l'UCTE en Europe de l'Ouest, tous les partenaires contribuentsolidairement à ce réglage primaire, ce qui améliore de fait la sûreté.

Il importe, néanmoins, que chaque partenaire maintienne en perma-nence une réserve primaire suffisante sur ses unités de production. La rè-gle UCTE recommande de programmer pour la France une réserve pri-maire minimale d’environ 700 MW en été et 750 MW en hiver, avec uneénergie réglante minimale de l’ordre de 4 400 MW/Hz.

De la même manière, vis-à-vis du réglage secondaire, il importe, pour lasûreté du Système, que chaque partenaire de l’UCTE maintienne une ré-

serve secondaire suffisante sur ses unités de production, afin d’être enmesure, le cas échéant, de compenser à lui seul le déséquilibre produc-tion-consommation lorsque l’origine de celui-ci se situe dans sa zone deréglage, et de reconstituer ainsi la réserve de réglage primaire.

3.4.2 LE RÉGLAGE AUTOMATIQUE DE LA TENSION

Le réglage automatique de la tension sur le réseau THT est important pourla sûreté du Système dans la mesure où il peut prévenir l'apparition dephénomènes tels que les écroulements de tension ou les pertes de stabilité.Le plan de tension sur le réseau THT est défini en temps réel par RTE, qui fixeles tensions à maintenir en un certain nombre de points dits "points pilotes",en s’appuyant le cas échéant sur des études de réseau prévisionnelles.

Le réglage en temps réel s'appuie sur deux actions automatiquescomplémentaires dites réglage primaire et réglage secondaire detension (cf. annexe A.1.3). Là encore, la performance des équipementsconcernés est primordiale pour la sûreté du Système.

©RTE 2004112

Domaines de responsabilité

Le CNES est responsable de :

• l’équilibre production-consommation,• la maîtrise du plan de tension et des transits sur le réseau 400 kV,• la gestion des échanges aux frontières.

Les URSE ont la responsabilité sur leur territoire de :

• la surveillance du réseau 400 kV en appui du CNES,• la maîtrise du plan de tension et des transits sur les réseaux de

tension inférieure à 400 kV,• la télécommande des postes HTB.

©RTE 2004113



3.5.1 LES PRINCIPES DE LA CONDUITE DU SYSTÈME

La taille et la complexité du système électrique justifient uneorganisation hiérarchisée des fonctions de surveillance et de commandequi implique quatre niveaux de conduite de RTE :

• un niveau national, assuré par le dispatching national du Centre

National d'Exploitation du Système (CNES), dont les missions es-sentielles en temps réel sont l’équilibre production-consomma-tion, la gestion du plan de tension, la gestion des échanges auxfrontières et la maîtrise des transits sur le réseau 400 kV ;

• un niveau régional, assuré par les 7 dispatchings régionaux des Unités

Régionales du Système Électrique (URSE), dont les missions essen-tielles sont la surveillance des transits sur les réseaux 63 kV, 90 kV et225 kV (400 kV en appui du CNES), la maîtrise de la topologie du réseauHTB, le pilotage de la tension par zones et la surveillance des injectionsaux nœuds électriques du réseau ;

• un niveau intermédiaire, assuré par les Groupements de Postes

qui ont en charge la surveillance et la conduite des installations deTransport, ainsi que certaines fonctions de conduite du SystèmeÉlectrique à la demande du dispatching régional ;

• un niveau local situé dans chaque poste de Transport peut assurer lasurveillance et la conduite des installations en ultime secours oudans certaines phases de travaux.

Les installations des utilisateurs du Réseau de Transport : producteurs(EDF, CNR, SNET, ...), consommateurs (SNCF, RATP, industriels, ...), dis-tributeurs (EDF, ELD) communiquent avec les centres de conduite de RTEsoit directement au niveau du site soit via des points de commandecentralisée.

Par ailleurs, la nécessaire coordination entre les GRT européens pour gé-rer les flux d’énergie sur les lignes transfrontalières conduit au renforce-ment des communications en temps réel entre les dispatchings et àl’échange de téléinfomations concernant les ouvrages de chaque paysimpactés par les évolutions des flux sur les interconnexions.

©RTE 2004114

RTE - Dispatching national (CNES)

©RTE 2004115



3.5.2 LES MOYENS DE CONDUITE

Tous les centres de conduite sont équipés de systèmes informatiquescomplexes assurant l’acquisition et le traitement des informations enprovenance des installations de puissance (postes et centrales). Leurdisponibilité repose sur la redondance de leurs composantes matérielleset logicielles ainsi que de leurs bases de données. Ils bénéficient desurcroît d’une alimentation électrique de haute qualité et garantie (ycompris par des moyens de production autonomes).

Le dispatching national est doté :

• d'un système informatique de conduite principal : le SNC (SystèmeNational de Conduite) qui assure les fonctions suivantes :

- analyse primaire (acquisition, traitement, visualisation,archivage des téléinformations),

- analyse secondaire (analyse de sécurité réseau systématiqueet en mode étude),

- réglage secondaire fréquence-puissance ;• de systèmes informatiques complémentaires :

• l’Animateur du Synoptique National (ASN) qui assure les fonction-nalités minimales suivantes :

- animation du tableau synoptique assurant la représentationnodale du réseau 400 kV,

- secours de la fonction réglage secondaire fréquence-puissance.

• un terminal du système d’alerte et de sauvegarde (SAS).

Les dispatchings régionaux disposent également de deux systèmes debase complémentaires :• un système informatique de conduite principal : le SIRC (ou Système

Informatique Régional de Conduite), qui assure des fonctions d'ana-lyse primaire et secondaire identiques à celles du SNC, ainsi que la télécommande des postes transport ;

• un animateur de tableau synoptique : l'ATS qui assure la représen-tation de la topologie des postes 400 et 225 kV, des états de tension oude surcharges, de certains transits dans les lignes et les transformateurs,

ainsi que d’un terminal SAS et d’une platine de pilotage des régulateursde tension, qui assurent la fonction de Réglage Secondaire de Tension(RST) vis-à-vis des groupes de production de chaque zone.

©RTE 2004116

RTE - Machine de pose d’un COE (câble optique enroulé)

Structure d’un câble THYM

Le réseau ROSE

(Réseau de fibres Optiques de Sécurité en Étoile)

offre une infrastructure adaptée

à la sécurisation du réseau 400 kV.

• Fibres optiques fixées sur un conducteur ou un câble de garde

• Fibres optiques insérées dans un câble de garde

©RTE 2004117



Les Pupitres d’EXploitation Informatisés (PEXI), dont sont équipés lesGroupements de Postes, permettent aux opérateurs de surveiller l’état desinstallations de transport, de visualiser l’état d’un poste ou d’une zone(topologie, transits et tensions) et de télécommander, si nécessaire, lesorganes de coupure et certains automates de leur zone d’action.

3.5.3 LE RÉSEAU DE TÉLÉCOMMUNICATION DE SÉCURITÉ

Il s’agit d’un réseau de transmission, réglementairement à usage exclusif

de l’exploitation du réseau électrique.

Son infrastructure repose sur différents supports : les liaisons filaireslouées à un opérateur télécom, les liaisons hertziennes, privées oulouées à un opérateur télécom, les liaisons par courant porteur en ligne(CPL), les fibres optiques déployées sur le réseau public de transport, lesliaisons radio en cours de renouvellement.

Le réseau de sécurité permet aux agents des différents niveaux deconduite (y compris les dispatchings étrangers des GRT européens),d’échanger ordres et informations grâce au Système Téléphonique de

Sécurité (STS), constitué de platines téléphoniques installées dans lescentres de conduite et raccordées au réseau de transmission. Unprolongement de ce réseau permet de joindre les agents d’interventiondans certains postes électriques.

Il permet en plus d’interconnecter les systèmes de conduite desdifférents niveaux. Des services à valeur ajoutée (routage, répétition,contrôle de flux, reprise automatique de service, surveillance de laqualité et des incidents), appelés services ARTERE, sont supportés parles équipements terminaux du réseau de sécurité.

Il garantit enfin l’acheminement des signaux destinés au fonctionnementdes protections sur les ouvrages électriques ou aux téléactions pilotéespar des automatismes locaux. À cet égard, le déploiement d’un Réseau

de fibres optiques de Sécurité en Étoile (ROSE) offre une infrastructureadaptée à la sécurisation du réseau 400 kV alliant sélectivité et résistanceaux perturbations atmosphériques.

Le caractère vital pour l’exploitation du bon fonctionnement du réseaude sécurité implique la redondance des voies de transmission sur leréseau de sécurité et l’absence de modes communs entre celles-ci. Ceciest assuré par l’utilisation de supports différents entre 2 points deconcentration avec doublement des équipements de routage.

©RTE 2004118

Architecture

du système de téléconduite de RTE

L’évolution de cette architecture s’effectue dans le cadre de schémas direc-teurs qui intègrent les nouveaux besoins fonctionnels et les contraintes derenouvellement liées à l’obsolescence, chaque affaire étant ensuite gérée enmode projet.

©RTE 2004119



3.5.4 LE SYSTÈME DE TÉLÉCONDUITE

L’ensemble, moyens de conduite - réseau de sécurité, constitue le

"système de téléconduite". Celui-ci doit :

• garantir l’observabilité du Système en fournissant aux opérateursdes dispatchings et des Groupements de Postes les moyens deconnaître, à tout moment, l'état des transits, de la topologie et lavaleur des grandeurs électriques (fréquence et tension) caractéris-tiques du fonctionnement du Système. Cette observabilité doitmaintenant prendre en compte les informations issues des autresGRT européens qui permettent de gérer au mieux la complexi-té des échanges tout en assurant la sûreté de fonctionnement dusystème électrique européen ;

• garantir la commandabilité du Système en mettant à dispositiondes opérateurs dans les centres de conduite et des automatismesdans les installations, les moyens de maîtriser le fonctionnementdes ouvrages tant à travers la télécommande des organes de cou-pure permettant la répartition optimale des transits qu’à travers leréglage centralisé automatique de la fréquence et de la tension.

• alimenter en informations fiables les fonctions plus complexesd'analyse de sécurité qui permettent aux opérateurs de dispatching :

- d'anticiper les conséquences sur les transits, la tension ou la sta-bilité du Système, d'événements tels que déclenchements d’ou-rages de production ou de transport, courts-circuits,

- de préparer les actions palliatives.

Le système de téléconduite est vital pour la sûreté du Système. Aussi,des dispositions sont-elles prises pour garantir la permanence desfonctionnalités qui lui sont associées :

• le réseau de sécurité est dédié à l’exploitation et, de ce fait, ses capaci-tés ne peuvent être altérées par une saturation des réseaux publics ;

• chaque dispatching (national et régional) est doublé par un dispat-ching de repli raccordé au réseau de sécurité et équipé de moyensde conduite ;

120

Le bon fonctionnement du réseau de sécurité

est vital pour la sûreté du Système.

Les voies de transmission utilisent

des supports différents.

©RTE 2004

RTE - Circuits "bouchons" utilisés pour les télécommunications par courant porteur en ligne (CPL)

121

Les dispositions prises dans le domaine matériel33.5 Le système de téléconduite

©RTE 2004

• toutes les téléinformations sur les réseaux 400 et 225 kV et sur la pro-duction acquises et traitées au dispatching national, le sont égale-ment par les dispatchings régionaux ;

• toutes les téléinformations acquises et traitées au dispatching régio-nal le sont aussi au groupement de postes pour la zone concernée ;

• un recouvrement partiel des zones d’observabilité entre dispatchingsrégionaux est assuré par la transmission mutuelle des téléinforma-tions d’anneau de garde ;

• le calcul et la diffusion du niveau de réglage centralisé de la fréquencesont garantis par une 3ème voie indépendante ;

• le système de téléconduite intègre, pour la conduite en situation ten-due et en cas d’urgence, un système informatique spécifique detransmission d’informations et d’ordres d’alerte et de sauvegardeavec acquits vers les utilisateurs du réseau, indépendant du réseaude sécurité ;

• enfin, la garantie d’alimentation électrique des équipements detéléconduite et de télécommunication des dispatchings est assuréepar des sources externes indépendantes et internes (groupes diesel).

122

Les performances de chacun des composants

du Système contribuent à la sûreté de celui-ci.

©RTE 2004

SNET - Centrale E. Huchet

123

Les dispositions prises dans le domaine matériel3Résumé

©RTE 2004

Les performances individuelles de chacun des composants du Système

contribuent de façon interdépendante à sa sûreté de fonctionnement.

La performance d'un composant est déterminée à la conception

compte tenu :

- du service attendu du composant,

- des contraintes auxquelles il sera soumis en régime permanent et en régime perturbé.

La performance de chaque composant doit être garantie à partir de sa

mise en service et tout au long de sa durée de vie ; ceci suppose :

- des essais de réception sur site menés avec rigueur,

- la mise en œuvre de politiques de maintenance adaptées,

- des modes d'exploitation respectant les capacités des matériels,

- un REX performant sur le comportement des matériels.

Le respect des performances attendues des composants du

Système est essentiel pour garantir sa sûreté de fonctionnement.

124©RTE 2004

L’acteur, de par sa capacité de réflexion,

est une source de progrès.

125©RTE 2004

4.1 Le management du Facteur Humain

4.1.1 Les conditions d’une bonne contribution4.1.2 L‘influence du management4.1.3 La culture de sûreté

4.2 La formation

4.2.1 La formation au service de la sûreté du Système4.2.2 Formation à la conduite du Système4.2.3 Formation aux autres métiers de l’exploitation du Système

4.3 La doctrine d’exploitation

4.4 La mise sous assurance qualité des activités

4.5 Le retour d’expérience (REX)

4.5.1 L’organisation du REX4.5.2 La classification par gravité des incidents4.5.3 Les enseignements tirés des grands incidents

Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humainpour garantir la sûreté du Système

Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humainpour garantir la sûreté du Système

44

©RTE 2004126

• un facteur d’adaptation et d’optimisation,

• un facteur de récupération et de compensation.

L’acteur, de tout niveau, n’est pas seulementun facteur d’erreur, c’est aussi :

C’est une source de progrès.

127©RTE 2004

Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain4

4.1 Le management du facteur humain

4.1.1 LES CONDITIONS D’UNE BONNE CONTRIBUTION

Le facteur humain apparaît souvent d’entrée de jeu comme un sujetsensible, car il est vu comme le rapprochement entre les erreurs desacteurs (erreurs dont on sait qu’elles font partie de la nature humaine) etles conséquences parfois graves qui peuvent en découler. En fait, lefacteur humain renvoie à un ensemble de phénomènes agissant sur lasûreté à travers la contribution des acteurs humains. Cette contributiondoit être prise au sens large : opérationnelle pour les acteurs de terrain,technique et scientifique pour les experts, et technico-managériale pourles managers.

On peut dégager trois caractéristiques fondamentales dans la contri-

bution de l’homme à la sûreté.

C’est un facteur d’adaptation et d’optimisation. Les modes opératoireset le cadre de l’assurance de la qualité (voir § 4.4) sont rarementsuffisamment étudiés et détaillés pour permettre de prendre en comptetoutes les particularités d’une situation telle qu’elle peut se présenter. Ilsconstituent un guide plus ou moins détaillé et plus ou moins précis qu’ilfaut appliquer de façon fidèle, mais intelligente ; c’est-à-dire en intégrantce qui est requis dans le contexte réel du moment (adaptation) et encherchant à faire au plus efficace dans la marge de liberté qui existe telleque l’application est définie (optimisation).

C’est un facteur de récupération ou de compensation. Les équipementspeuvent présenter des défaillances. Certaines d’entre elles peuvent êtreprises en charge et compensées par les acteurs. Dans ce cas, le facteurhumain est facteur d’amélioration ou de compensation de la fiabilitétechnique.

C’est un facteur de "défiabilité". Le facteur humain a un certain taux dedéfaillance et par là il minore la fiabilité technique des installations. Letransport aérien exprime cette idée en disant qu’il constate "desaccidents avec des avions en bon état pour voler".

La bonne prise en compte du facteur humain doit intégrer cet ensemble

de caractéristiques et ne pas se limiter seulement à la défiabilité due aux

acteurs.

©RTE 2004128

Manager le facteur humain c’est :

Affecter aux postes des personnels compétents et les former à leur nouvelle activité

Suivre en permanence l’adéquation compétences / exigences

Mettre en place les moyens nécessaires en personnel

Définir et faire connaître les références opératoires

Établir un management de proximité au quoti-dien assurant :

- l’organisation du compagnonnagepour les personnels prenant un postenouveau

- la liaison entre les équipes

- l’animation du REX

D’une manière générale, le management du facteur humain vise à susciter l’adhésion

et la motivation des acteurs.

129©RTE 2004



L’axiome fondamental de la qualité de la contribution de l’homme à la sû-reté et à la qualité (au sens de la qualité de réalisation d’une tâche) estl’adéquation entre les compétences et les exigences de l’activité. Lacompétence englobe les connaissances scientifiques et techniques defond, la capacité à bien les mettre en œuvre dans le contexte de l’activité(expérience technique), l’expérience de la pratique suffisammentprolongée d’une activité dans un contexte donné (expérience profes-sionnelle) et enfin la mise en application de méthodes de travail ré-fléchies, organisées et rigoureuses qui permettent un maximum dedétection et de correction d’erreurs en cours d’activité.

L’exercice d’une activité dans des conditions sûres et performantesrequiert également des aptitudes particulières telles que la capacitéd’abstraction, la capacité à traiter correctement plusieurs actions si-multanées, l’organisation personnelle, la capacité de concentration, larésistance momentanée à la pression ou au stress, … et d’autres qu’il fautinventorier selon les caractéristiques des activités et de leur contexte.

4.1.2 L’INFLUENCE DU MANAGEMENT

L’action et le comportement des êtres humains sont guidés par des "réfé-rences" : références culturelles (croyances, valeurs, us et coutumes,conventions sociales, …), références techniques et professionnelles(l’expérience, les règles de l’art, les consensus sur les pratiquesreconnues, …) et références spécifiques à l’activité en cours (règles desécurité ou de sûreté, modalités opératoires imposées ou recom-mandées, …). L’opérateur en action recourt (même intuitivement) àtoutes ces références pour agir afin de faire évoluer la situation qu’il a enmain selon l’objectif fixé ou jugé comme satisfaisant par rapport à ce quiest attendu. L’homme est un intégrateur de l’ensemble des références àsa portée et un transformateur (adaptation, optimisation) et passeulement un applicateur de modes opératoires, transparent, sansvaleur ajoutée ni distorsion.

Le "management du facteur humain" consiste à prendre en charge cesdifférentes données (cf. page ci-contre).

©RTE 2004130

Les progrès dans la maîtrise de la sûreté

du Système passent par la prise

en compte du facteur humain.

Travaux sous tension sur une ligne 400 kV

131©RTE 2004



4.1.3 LA CULTURE DE SÛRETÉ

Des travaux sur l’importance de la "culture de Sûreté" ont été réalisés parun groupe d’experts suite à l’accident de la centrale de Tchernobyl enUkraine, en avril 1986, et ont conduit à définir cette notion comme :

Cette définition reste pertinente dans le domaine des systèmes électriques.

La sûreté du Système repose à la fois sur des prescriptions et sur lesattitudes des acteurs, elles-mêmes conditionnées par les orientationsdéfinies par la nature même du management. La culture de sûreté estdonc un état d'esprit par rapport à la sûreté : la valeur qu'on lui accorde,la priorité qu'on lui donne, l'intérêt qu'on lui porte.

En d'autres termes, la culture de sûreté n'est pas uniquement unequestion de professionnalisme et de rigueur personnelle mais elle estliée aux comportements.

Or, les comportements dépendent des interactions de chacun avec lesautres. La culture de sûreté repose sur deux grands niveaux :

• le niveau des dirigeants et du management,

• le niveau des individus.

Les dirigeants et les managers de tous niveaux doivent créer, par les actes

concrets qui relèvent de leur responsabilité, les conditions qui favorisent

des comportements responsables des individus. Leur engagement en

faveur de la sûreté doit être clair et exprimé publiquement.

Les individus manifestent leur sens des responsabilités par leur attitude

engagée en faveur de la sûreté : rigueur, capacité à s'interroger, circulation

de l'information.

La culture de sûreté ne se développe que si chaque niveau remplit lesexigences liées à ses propres responsabilités.

"L’ensemble des caractéristiques et des attitudes qui, dans un orga-nisme et chez les individus, font que les questions relatives à lasûreté bénéficient, en priorité, de l’attention qu’elles méritent enraison de leur importance."

©RTE 2004132

Engagement

des individus

Attitude

interrogative

Communi-

cation

Démarche

rigoureuse

et prudente

Engagement

des dirigeants

nationaux

Déclaration

de politique

de sûreté

Structures

de direction

Attribution

des ressources

Structure

de contrôle

Engagement

des directeurs

Définition des

responsabilités

Qualification

et formation

Récompenses

et sanctions

Audit

examen et

comparaison

Élaboration

et contrôle

des procédures

Culture de sûreté

133©RTE 2004



L’engagement des dirigeants

Les dirigeants nationaux doivent :

• définir une politique qui donne les orientations au personnel, expo-se les enjeux et les objectifs de l'entreprise et manifeste l'engage-ment de la direction à l'égard de la sûreté ;

• définir les responsabilités en matière de sûreté ;

• désigner des services indépendants de la structure hiérarchique,chargés de surveiller les activités en matière de sûreté ;

• consacrer un personnel suffisant et compétent aux tâches liées à lasûreté.

Les directeurs doivent :

• définir les responsabilités ;

• définir et contrôler les méthodes de travail ;

• veiller à ce que le personnel soit formé et qualifié ;

• encourager les attitudes louables en matière de sûreté et définir des sanctions en cas d'attitudes préjudiciables à la sûreté ;

• mettre en œuvre des audits, examens, comparaisons qui vont au-delà des mesures de l'assurance qualité.

L’engagement des individus

En ce qui concerne les individus, la recherche de l'excellence pour toutesles questions relatives à la sûreté du Système doit se traduire par :

• une attitude d’interrogation systématique, le refus de se contenterdes résultats acquis, le dépassement de l'application formelle desprescriptions, la conscience de la finalité des actions ;

• la prudence et la rigueur, l'exigence de soi, la qualité et la fiabilité dugeste, la responsabilité individuelle ;

• le soin apporté à la communication et à la transparence, à la détec-tion des erreurs ou aléas, au retour d'expérience.

Ceci est vrai pour tous les niveaux hiérarchiques, pour tous les agents,pour tous les métiers, pour les intervenants extérieurs.

©RTE 2004134

Prendre le temps de se former

pour maîtriser la sûreté du Système

RTE - Séance d’entraînement des dispatchers sur simulateur

135©RTE 2004


4.2 La formation

4.2.1 LA FORMATION AU SERVICE DE LA SÛRETÉ DU SYSTÈME

Pour garantir la sûreté du Système, toutes les activités "sensibles"doivent être confiées à des professionnels qualifiés ayant reçu uneformation adaptée. L’adéquation entre les compétences des intervenantset les exigences propres à une activité constitue un point fondamentalqui conditionne la qualité de la contribution de l’homme à la sûreté (cf. §4.1). Ainsi, dans chaque filière et pour chaque métier, des cursus types deformation sont définis. À partir de ces cadres de référence, des plans de

formation individuels sont décidés pour amener chacun des acteurs

concernés au niveau de compétence requis.

4.2.2 FORMATION À LA CONDUITE DU SYSTÈME

L’organisation

Dans le domaine de la conduite du Système, l’organisation de la forma-tion repose sur des "schémas directeurs de la formation" régulièrementmis à jour qui identifient, pour chacun des métiers concernés, le

référentiel de compétence et les modules de formation correspondants.Le référentiel de compétence distingue trois niveaux de professionna-lisme avec à chaque fois une formation dédiée :

• Niveau 1 : "dispatcher débutant" (formation initiale),

• Niveau 2 : "dispatcher confirmé" (perfectionnement).

• Au-delà du niveau 2 : le niveau d'expertise croît (maintien et déve-loppement des compétences).

La formation est organisée autour :- de modules d’enseignement centralisés et décentralisés ;- de périodes d’apprentissage "en doublure" pour la formation initiale ;- de séances d’entraînement sur simulateur en centralisé et sur site.

Les modules d’enseignement

La formation centralisée est axée sur les fondamentaux du métier ainsique sur les aspects stratégiques de la conduite du Système. Elle con-tribue à développer une culture commune CNES / URSE indispensable àla maîtrise du Système. Elle est réalisée par des formateurs expé-rimentés ayant une vision large du Système et des principes de son

136©RTE 2004

Cursus type de la formation

initiale du dispatcher

Phase n° 1

Acquisition des prérequis (2 semaines)

Prendre contact avec son environnement

Phase n° 2

Formation centralisée de 4 semaineset évaluation des acquis

Connaître et savoir appliquer les principes de base de la conduite du Système

Phase n° 3

Formation locale et apprentissage en doublurede l’ordre de 12 semaines

Connaître et savoir conduire le réseau sous sa responsabilité future

Phase n° 4

Évaluation des acquis / habilitation

Faire la preuve de ses capacités sur un ensemble de simulations

Phase n° 5

Exercice de l’activité de conduite6 à 14 mois

Exercer la responsabilité de conduite

Phase n° 6

Formation centralisée de 2 semaines

Perfectionnement - Évaluation des acquis

137©RTE 2004


4.2 La formation

organisation et de son fonctionnement. Elle s’appuie sur un simulateurde réseau dédié à la formation.

La formation décentralisée est axée sur la validation des acquis et sur lamaîtrise des phénomènes sur le réseau régional sous la responsabilité dudispatcher. Elle est assurée par des formateurs nommés au sein des UnitésSystème Électrique et s’appuie sur une pédagogie basée sur des situationsvécues au niveau régional. Elle fait largement appel à un simulateur de site,permettant de simuler le comportement du réseau régional à partir desituations temps réel extraites du système de conduite.

L’apprentissage "en doublure"

La période de doublure est faite pour apprendre à exploiter avec les com-posants du temps réel et de vérifier dans quelle mesure les capacités ac-quises en formation sont traduites en comportements professionnels dansles situations de travail. Elle permet d’évaluer en temps réel un certainnombre de compétences qui n’ont jamais été abordées auparavant, oud’autres qui ont été uniquement validées sur simulateur.

Les outils de simulation

L’efficacité des opérateurs de conduite face à des situations de réseauperturbées ou à un incident généralisé repose, en grande partie, surl’expérience acquise dans des circonstances analogues. Ces grandesperturbations sont fort heureusement rares mais ceci demande decompléter le petit nombre d’expériences réelles par des séancesd’entraînement sur simulateur. Il existe actuellement deux types d’outilsde simulation utilisés de façon complémentaire :

• le simulateur national d’entraînement des dispatchers, installé aucentre de formation national, qui permet de reproduire les situa-tions d’exploitation normales et perturbées sur le réseau national etsur un "réseau école régional" représentant les principales spéci-ficités de l’ensemble des régions ;

• des simulateurs sur site, présents dans chacune des URSE et auCNES, qui permettent de traiter des situations d’incidents réelsreproduites, à l’échelon régional ou national, à partir de donnéestemps réel archivées dans l’outil de conduite.

©RTE 2004138

De nombreux métiers

contribuent à la sûreté du Système.

RTE - Intervention sur la basse tension

139©RTE 2004


4.2 La formation

4.2.3 FORMATION AUX AUTRES MÉTIERS DE L’EXPLOITATION DU SYSTÉME

Concernant la formation centralisée à l'exploitation du systèmeélectrique, RTE a mis en place, dans le cadre de la rénovation de sonsystème de formation engagée en 2001, un cursus spécifique s'adressantau domaine de la gestion prévisionnelle. La formation à ce métiercomprend un stage initial "Exploiter le système électrique vu duprévisionnel", une session "Réaliser une étude élémentaire pourexploiter le système" et un stage "Optimisation de l'équilibre offre-demande" plus spécialement axé sur la gestion de la production.

De leur côté, les métiers concourant à l'exploitation des ouvrages detransport sont également concernés dans beaucoup de leurs activitéspar la sûreté de fonctionnement du système. Un grand nombre desessions de formation s'adressant à ces exploitants contribuent de façondirecte ou indirecte à la sûreté. Il est difficile de citer ici toutes cesformations, mais on peut citer, à titre d'exemple, tout ce qui relève duréglage des protections contre les courts-circuits, du contrôle-commande, de la téléconduite, des moyens de communication, del'ingénierie et de la maintenance des ouvrages à haute tension, del'exploitation.

©RTE 2004140

La doctrine d’exploitation sert de cadre

à la rédaction des consignes.

Dans toutes les entités, les consignes

d’exploitation guident les personnels

de conduite de manière à assurer des prises

de décision fondées, cohérentes et rapides.

RTE - PCG / PEXI de Dronnière

141©RTE 2004


La doctrine d’exploitation du système électrique contient l’ensemble destextes prescriptifs destinés à ses exploitants.

La doctrine d'exploitation du système électrique exprime formellement lesprincipes suivis dans l'exploitation,depuis la gestion prévisionnelle jusqu'à laconduite en temps réel et le retour d’expérience.

Elle sert de cadre de référence pour l'établissement des consignes, qui sontles guides opératoires directement utilisables par le personnel de conduite.Un ensemble de règles d'exploitation claires et complètes, fixant les élémentsà prendre en compte, les critères à appliquer, les objectifs à respecter et lesdomaines de responsabilité des divers intervenants est une conditionindispensable pour assurer des prises de décision fondées et cohérentesmais aussi rapides.

La doctrine d'exploitation fixe en particulier les dispositions qui sont direc-tement liées au niveau de sûreté de fonctionnement visé en décrivant :

- les aléas à considérer, qui sont généralement ceux pris en compte dans ledimensionnement du Système : la perte d'un élément simple, le "N-1" estpar exemple un critère minimal largement répandu, même s'il tendaujourd'hui à être modulé en fonction des conditions réelles d'exploitation (conditions atmosphériques, en particulier) qui peuvent conduire àprendre en compte la perte de plus d'un élément ;

- les conséquences tolérées de ces aléas (sur l'alimentation de la clientèle,par exemple) ;

- le dimensionnement des marges ou réserves à constituer pour faire face à ces aléas ;

- les actions à mettre en œuvre pour maintenir le niveau de sûreté recherché ou pour réagir à l'aléa lorsqu'il survient.

On peut citer ici les règles traitant de la sécurité à respecter vis-à-vis des pertesd'ouvrages, des marges de production, du réglage de la tension, du réglagede la fréquence, de la stabilité des groupes de production, du plan dedélestage, de la reconstitution du réseau suite à un incident généralisé, …

La doctrine d’exploitation doit être cohérente avec les documents régle-mentaires "amont" (cahier des charges du RPT, décrets et arrêtés impactant lesystème électrique et son exploitation) et avec le cadre contractuel liant RTEet les utilisateurs du réseau.

4.3 La doctrine d’exploitation

142©RTE 2004

CNR - Centrale hydroélectrique de Génissiat

143©RTE 2004


La mise en œuvre du Système de Management de la Qualité repose sur leprincipe d’amélioration continu des activités : Planifier, Faire, Vérifier,Améliorer.

Planifier :

Les actions préétablies consistent à apporter une réponse à desquestions du type :

• Quelles sont les exigences de qualité de l’activité ?

• Quelles sont les attentes des clients de l’entreprise ? des bénéficiaires ?des autres parties intéressées ?

• Que faire, comment faire, pour obtenir la conformité aux exigences ?

• Quelles sont les anomalies qui ne permettraient pas d’être confor-me aux exigences ?

• Quels sont les moyens préétablis nécessaires pour limiter autantque possible les anomalies ?

• Quels documents faut-il élaborer avant réalisation pour donnerconfiance dans l’obtention de la qualité requise ?

• Quelles vérifications préétablies faut-il mettre en œuvre pour s’assu-rer que les exigences sont toujours satisfaites ?

• Quelles actions faut-il engager lorsqu’un écart par rapport aux exi-gences est détecté ?


144

Avertissement

©RTE 2004

EDF - Intervention à la Centrale de Montézic

Intervenir en maîtrisant les risques

vis-à-vis de la sûreté du Système

145©RTE 2004


Faire :

Le Système de Management de la Qualité conduit ainsi à mettre en œuvre,en tant que de besoin, des documents faisant apparaître les points clés et lesprécautions à prendre pour une activité. Ces documents peuvent prendredes formes diverses allant de la simple "check-list" à la procédure détailléenécessaire aux opérations complexes et peu usuelles.

Vérifier :

Des contrôles adaptés, réalisés par l’acteur lui-même (auto contrôle) oupar une autre personne, permettent de s’assurer que les pointsimportants de l’activité ont été réalisés correctement.

Améliorer :

Des enregistrements sont établis pour assurer la traçabilité de l’activité etmémoriser, quand c’est nécessaire, les résultats des contrôles et letraitement des écarts éventuels. Ces documents répondent au besoind’amélioration continue des performances de l’entreprise.

L’activité professionnelle est faite d’une multitude de décisions et de gestesqui ne peuvent tous être prédéfinis par le Système de Management de laQualité. Le professionnalisme des acteurs représente :

• la manière dont les éléments du système qualité sont intégrés,

• la prolongation du Système de Management de la Qualité dans lesactes qui ne sont pas spécifiés dans le détail,

• un corps de compétences, d’expériences, de méthodes, de règles del’art, de conventions, ... sans lequel un Système de Management dela Qualité ne pourrait être efficace.


146

RTE est certifié ISO 9001 : 2000

pour l’ensemble de ses activités.

©RTE 2004

RTE - Travaux sous tension sur une ligne THT (remplacement d’une chaîne d’isolateurs)

147©RTE 2004


La mise en place d’un Système de Management de la Qualité, même sielle conduit parfois à un certain alourdissement de la tâche, permet àl’acteur de disposer pour lui-même de la garantie que son activité a étécorrectement exécutée et d’en apporter la preuve à ceux auxquels ildestine son travail.

Certification ISO 9001 V 2000

Le retour d’expérience effectué sur les événements Système significatifs(ESS - cf. § 4.5.2) avait permis, dans les années 90, d’identifier les activités

à fort risque pour la sûreté de fonctionnement du système électrique

dont il était vital d’assurer une plus grande maîtrise ; ces activités avaientalors été mises sous assurance qualité.

En 2000, à l’occasion de la publication de la version V 2000 de la normeISO 9001, RTE a souhaité mettre en place un Système de Management dela Qualité portant sur la totalité de ses activités et lui permettant, enparticulier, de s’assurer du respect des exigences en matière de sûreté defonctionnement du Système.

RTE a mené avec succès la démarche de certification globale, ponctuéeen juin 2003 par l’obtention pour l’ensemble de ses activités du certificatISO 9001 : 2000.

Dans ce contexte, RTE s’est engagé formellement à mettre ses clientsproducteurs, distributeurs, grands consommateurs et intermédiaires, aucœur de ses préoccupations et de sa culture (politique "Qualité", cf.annexe A.2.2), mais aussi à développer la culture de sûreté et àmaintenir le niveau de sûreté du système électrique (politique "Sûreté",cf. annexe A.2.1).


©RTE 2004148

• s’assurer qu’un événement non attendu,qui s’est déjà produit, ne se reproduira pas ;

• éviter qu’une situation indésirable n’arrive(en détectant les précurseurs) ;

•promouvoir les bonnes pratiques pour s’améliorer.

Faire du retour d’expérience c’est :

149©RTE 2004


4.5.1 L’ORGANISATION DU REX

4.5.1.1 Un moteur de progrès

L’exploitation quotidienne du système électrique est faite d’unemultitude d’activités dont beaucoup concernent sa sûreté defonctionnement. La réalisation de ces activités permet d’accumuler del’expérience.

Celle-ci est complétée par le vécu d’événements fortuits qui demandentla mise en œuvre de mesures appropriées pour les maîtriser.

Le retour d’expérience, qui consiste à exploiter, de manière organisée,les forces et les faiblesses de toutes ces activités ou du fonctionnementdu Système, permet d’en améliorer la performance en continu.

Le retour d’expérience repose sur trois étapes clés :

• la détection et l’identification des événements,

• l’analyse des événements et l’élaboration des actions correctives,

• la mise en œuvre des actions correctives et le contrôle de leur efficacité.

La détection des événements susceptibles d’être porteurs d’enseigne-ments pour la sûreté du Système est une étape essentielle puisqu’elleconstitue la source même du REX. La grille de classification des

événements Système significatifs (ESS - cf. § 4.5.2) est une référence quidoit permettre de traiter, avec le niveau d’importance qui convient, toutévénement qui affecte le fonctionnement du système électrique.

Ensuite, l’analyse doit être menée sans complaisance et sans a priori,avec l’ensemble des acteurs concernés. Une dimension fondamentale :qui est mieux placé pour mener les analyses que ceux qui ont vécu lasituation ?

Le retour d’expérience constitue un moteur essentiel de progrès en

matière de sûreté du système électrique.

4.5 Le retour d’expérience (REX)

150©RTE 2004

• Toutes les activités sont concernées depuis la préparation de l’exploitation jusqu’à la reprise de service, en passant par la conduite temps réel et la maintenance.

• Tous les acteurs qui concourent de près ou de loin à la bonne marche du Système sont concernés : opérateurs en charge de l’exploitationet de la conduite du Système, ou de l’exploitation et de la maintenance des installations de transport, de production, de distribution, de consommation, …

• Tous les matériels ou fonctions sensibles pour la sûreté du Système sont concernés.

Le champ couvert par les analyses

doit être le plus large possible.

151©RTE 2004


L’analyse permet de comprendre ce qui s’est passé, de trouver lesparades appropriées pour éviter qu’un dysfonctionnement ne sereproduise. Selon les cas, il s’agira :

- d’actions de formation ;

- d’amélioration de documents ;

- de réorganisation ;

- d’évolutions dans les pratiques ;

- de modification des matériels ;

- etc.

Mais il faut s’assurer aussi que les actions correctives mises en placen’introduisent pas de nouveaux problèmes.

Enfin, la mise en œuvre des actions correctives et des recommandations

issues des analyses permet de progresser et d’améliorer ainsi le niveaude sûreté du Système. La remise en cause des pratiques quotidiennes, àla lumière du retour d’expérience, renforce l’efficacité de chacun en luiévitant de redécouvrir ce que d’autres ont déjà trouvé.

4.5.1.2 L’organisation du REX sur la sûreté

de fonctionnement du Système (SFS)

Parce que l’analyse des Événements Système Significatifs (ESS)demande des analyses multi-métiers spécifiques, axées sur les fonctionsélémentaires de la sûreté et qui impliquent des experts "Système", unREX dédié à la sûreté de fonctionnement du Système, le "REX SFS" a étémis en place par RTE.

L’expérience ne sert que si elle est partagée et seule une large

communication, axée sur les enseignements tirés des analyses ou

les bonnes pratiques, permet d’éviter de reproduire des dysfonc-

tionnements déjà identifiés.

4.5 Le Retour d’expérience (REX)

©RTE 2004152

ESS

Détection SélectionCaractérisation

Recette

des actio

ns

Décision

d'action

Etudes d'actionscorrectives

Conceptiondétaillée

Mise en oeuvre

Analyses

Recueil infosMémorisation

Diffusion

Information

Information

Information

Décisi

on

d'an

alys

e

Articulation des différentes phases

du REX SFS

153©RTE 2004


Ainsi, pour tout ESS :

- une déclaration de l’événement est faite dans la base d’informationcommune RTE qui centralise toutes les informations et rapports ;

- un rapport factuel est élaboré dans les jours qui suivent la détectionde l’événement ;

- une analyse détaillée est menée pour certains d’entre eux ; les entités,qu’elles relèvent de RTE ou d’un utilisateur, sont autant que possiblesollicitées dès lors qu’elles ont eu un impact important sur le cours del’événement analysé et que des actions d’amélioration peuvent êtrerecherchées ;

- la communication des informations relatives à l’événement doitrespecter les exigences de confidentalité de RTE.

Le REX des événements à fort enjeu est présenté par les Unités RTEconcernées au Comité National REX présidé par la Direction de RTE.

4.5.2 LA CLASSIFICATION PAR GRAVITÉ DES INCIDENTS

Afin de caractériser le niveau de sûreté du système électrique, de suivreson évolution dans le temps et de situer les événements à leur juste niveaud'importance vis-à-vis de la sûreté, le principe d'une classification pargravité des incidents affectant le Système a été adopté dès 1992 par EDF(1).

La méthodologie de classement, définie en 1995, repose surl’appréciation combinée de la gravité selon deux types d’entrée :

- une entrée permettant d’enregistrer l’occurrence d’événementsélémentaires concrets affectant une fonction d’exploitation dans uncertain nombre de domaines (production, transport, distribution,exploitation du système, moyens de conduite) ;

- une entrée visant à marquer le niveau de dégradation du système.


(1) : RTE a été créé le 1er

juillet 2000.

©RTE 2004154

Le retour d’expérience :

d’abord une démarche de terrain.

EDF - CNPE de Saint-Alban - Intervention sur les circuits de transmission des téléinformations vers l’URSE

155©RTE 2004

4 Les dispositions prises dans les domaines organisationnel et humain

Des facteurs additionnels permettent de traduire, d’une part, lesmanques constatés dans les domaines organisationnel et humain :lacunes ou inadaptations de la documentation (règles, consignes, procé-dures, …), défauts de diffusion ou prise en compte du REX, comportementshumains s'écartant de façon flagrante des règles du métier, manque detransparence, d’autre part, le caractère générique de certaines causes oudéfaillances.

La valeur à accorder à chacune de ces composantes est fixée parapplication de la grille de classification des événements qui recense etpositionne une liste aussi exhaustive que possible d’événementspouvant affecter la sûreté du système et de conséquences réelles. Lagravité globale d’un événement ainsi reconnu significatif résulte de lacombinaison de ces valeurs. Elle se positionne sur une échelle quicomporte sept niveaux qui vont du "0" à "F". Le niveau "0" est affecté auxévénements significatifs à enjeux plus faibles pour la sûreté mais qu’ilconvient de mémoriser ; les niveaux "A" à "F" correspondent à desincidents de gravité croissante allant jusqu’à l’incident généralisé au planrégional, national, voire international.

La démarche de classification repose sur l’analyse approfondie des évé-nements : elle est effectuée par l’Unité Système Électrique concernéemais suppose une étroite collaboration de tous les acteurs impliqués.

Une démarche étroitement liée au retour d’expérience dont l’objectifest de permettre à chacun de traiter, avec le niveau d’importance quiconvient, l’ensemble des événements qui affectent la sûreté duSystème.


©RTE 2004156

Le 19 décembre 1978,

la profondeur maximale de la coupure

a représenté 75 % de la puissance appelée.

Alliage du fer dans un four à creuset et à induction

157©RTE 2004


4.5.3 LES ENSEIGNEMENTS TIRÉS DES GRANDS INCIDENTS

Plusieurs grands incidents ont affecté les systèmes électriques françaiset étrangers au cours des dernières décennies. Le lecteur en trouvera enannexe A.4 une description sommaire. On se limite ici à rappeler lesenseignements tirés de ces incidents.

4.5.3.1 L'incident national du 19 décembre 1978

Il s'agit de la panne la plus grave qu'ait connue la France, tant par la duréeque par l'extension géographique. La profondeur maximale de lacoupure a représenté 75 % de la puissance appelée. Il a fallu plus de troisheures pour que le réseau THT soit entièrement remis sous tension, etplus de sept heures pour que l'ensemble de la clientèle soit réalimenté.Le retour d'expérience sur cet incident a conduit notamment à :

• aménager diverses dispositions des règles d'exploitation et desprotections ;

• mettre en place un outil d’analyse de sécurité actif-réactif en J-1 ;

• créer une équipe au dispatching national pour faire des étudesde stabilité à l'aide d'outils de simulation, dans le cadre de la ges-tion prévisionnelle ;

• améliorer la réactivité des opérateurs lors des situations perturbées,en développant des simulateurs d'entraînement et en mettanten place des systèmes d'alerte pour communiquer entre dispat-chings et centres de conduite (transport et distribution) ;

• installer dans les zones sensibles des régulateurs de tension plusperformants sur les groupes de production (régulateurs "4 boucles") ;

• aménager les dispositions du plan de défense en vigueur.

4.5.3.2 L'écroulement de tension régional du 12 janvier 1987

L'état initial du Système pouvait être jugé sûr avec un bon plan de tensionet une bonne marge de production. Des pannes successives indépen-dantes, aggravées par des dysfonctionnements latents au niveau dessystèmes de protection et de réglage des alternateurs, sont à l'origine decet écroulement de tension.


©RTE 2004158

Situation après l’incident du 12 janvier 1987 :

courbes iso-tension sur le réseau 400 kV

au moment le plus critique.

159©RTE 2004


Le retour d'expérience a conduit à la mise en œuvre de structures et dedispositions nouvelles, et à l'engagement de nouveaux investissements :

• création de nouvelles entités chargées de la doctrine et de l’au-dit Sûreté Système ;

• correction d'anomalies constatées sur les systèmes de protection etde régulation des alternateurs, et détermination des réglages àadopter pour toutes les nouvelles centrales ;

• mise en place d'un blocage automatique des régleurs THT/HTB1et HTB/HTA et d'une télécommande de délestage à partir des dis-patchings régionaux ;

• analyse plus systématique et mieux formalisée des incidents Système ;

• création de la classification par gravité des incidents ;

• engagement de travaux pour renforcer la sûreté de fonctionnementdu Système dans l'Ouest.

4.5.3.3 Les incidents de Coulange (09/09/93) et Warande (16/01/94)

Ces deux incidents survenus sur des postes sous enveloppe métallique(PSEM) ont mis en évidence des lacunes concernant les méthodes detravail. Ils ont conduit à développer la mise sous assurance qualité desactivités importantes pour la sûreté du Système.

Le rappel des enseignements tirés de ces incidents d'ampleur

différente fait apparaître que le moteur principal de la sûreté du

Système est la mise en œuvre d'un retour d'expérience pertinent et

effectif sur les événements affectant la sûreté.


©RTE 2004160

RTE - Nettoyage et siliconage des isolateurs dans les zones polluées

161©RTE 2004

4 Les dispositions prises dans les domainesorganisationnel et humain

4.5.3.4 Les enseignements du retour d’expérience

À partir de l'analyse des cas qui viennent d'être évoqués, et des autresgrands incidents survenus à l'étranger, on peut dégager plusieurséléments de retour d'expérience :

• un grand incident résulte presque toujours d'une conjonctiond'aléas multiples défavorables, non seulement matériels mais aussihumains et organisationnels ; outre les causes instantanées visibles,on trouve souvent des pannes latentes et des causes qui trouventleur origine bien des années avant ;

• quelle que soit la combinaison des événements factuels initia-teurs, un grand incident finit par aboutir à un nombre limité de phé-nomènes électromécaniques (cascade de surcharges, écroulement defréquence, écroulement de tension, rupture de synchronisme), quipeuvent se succéder, voire se superposer ;

• l'ensemble de l'incident est souvent très complexe et peut passerpar une succession de phases, les unes lentes, les autres assezrapides, mais, une fois le phénomène amorcé, le déroulementfinal est très rapide et survient en quelques secondes ; à un tel stade,les actions des opérateurs ne sont plus assez rapides et des paradesautomatiques sont nécessaires pour contenir ou limiter l'incident ;

• l'incident induit toujours de très nombreuses informations (télési-gnalisations d'appareils, alarmes, …) qui parviennent aux opéra-teurs et aux systèmes de conduite, et il n'est pas rare de voir les sys-tèmes d'informations saturés par les avalanches d'informations etles opérateurs en difficulté par rapport à la multitude de faits quileur sont communiqués ;

• le déroulement de l'incident conditionne profondément la reconsti-tution ultérieure du réseau et la réalimentation des clients ; cettereprise de service s'est parfois avérée très difficile.

Ce retour d'expérience a été conforté en 2003 par l'analyse des grandsincidents qui ont affecté l'Amérique du Nord le 14 août, puis la Suisse etl'Italie le 28 septembre.

Par ailleurs, l'accroissement de la complexité des systèmes intercon-nectés, dû notamment à une exploitation au plus près des limites et àl’évolution de l’organisation liée à l'ouverture du marché, peut venir


©RTE 2004162

RTE - Poste 400 kV sous enveloppe métallique (PSEM) de Coulange

Les incidents sur les postes sous enveloppe métallique

ont conduit à développer la mise sous assurance qualité

des activités importantes pour la sûreté du Système.

163©RTE 2004


s'ajouter, pour les renforcer, aux causes classiques mises en évidence parle retour d'expérience antérieur.

Dans le contexte nouveau de l'exploitation du système électrique, ceciamène à dégager plusieurs points sensibles :

• la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que leGRT est en charge des infrastructures de transport (cas de laFrance) ou non (cas de l’Italie actuellement et des États-Unis) ;

• la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, ainsique ses pouvoirs de décision, en particulier dans les situations lesplus extrêmes où il est impératif que les actions ordonnées par leGRT soient interprétées et exécutées sans discussion et sans retard ;

• le caractère indispensable de l’indépendance des GRT par rapportaux autres acteurs du marché ;

• l'exigence d'un référentiel de sûreté, tant pour chaque système élec-trique piloté par un GRT que pour l'interconnexion de ces systèmes,et ce dans les différentes dimensions de ce référentiel (directives,lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquantau GRT comme aux autres acteurs : producteurs, distributeurs,consommateurs, traders, …) ;

• l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les produc-teurs, distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect dedispositions de sûreté depuis le stade du raccordement au réseaujusqu'à celui de la conduite, en précisant clairement les engagementsde chaque partie et les modalités de contrôle de ces engagements ;

• enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, auxdifférentes échelles de temps concernées.


©RTE 2004164

RTE - Travaux sous tension dans un poste 400 kV

La recherche de l’excellence doit se traduire,

au niveau des individus,

par une démarche rigoureuse et prudente.

165©RTE 2004


La culture de sûreté des acteurs concernés par la sûreté du Système doitêtre suffisante pour que chacun traite, avec le niveau d'importance quiconvient, les questions relatives à la sûreté de fonctionnement dusystème électrique.

La recherche de l'excellence pour toutes les questions relatives à la sû-reté suppose :

• de garantir la compétence des acteurs concernés, par un dispositifde formation et de qualification adapté,

• de disposer d'un corps de doctrines clair et cohérent permettant desprises de décision fondées et rapides,

• de s’améliorer par le REX.

Elle doit se traduire, au niveau des individus, par :

• une attitude interrogative permanente et le refus de se contenterdes résultats acquis,

• une démarche rigoureuse et prudente basée notamment sur la misesous assurance qualité des activités sensibles vis-à-vis de la sûre-té du Système,

• le développement de la transparence, de la communication et du

retour d'expérience.

Les progrès dans la maîtrise de la sûreté de fonctionnement du

système électrique passent par la prise en compte du "Facteur

Humain". L'individu est un facteur de progrès.

Résumé

166©RTE 2004

RTE - Poste 225 et 63 kV

©RTE 2004

A.1.1 La maîtrise des transits

A.1.2 Le réglage de la fréquence

A.1.3 Le réglage de la tension

A.1.4 La règle du N-k

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

A.1.6 Les plans de protection

Annexe 1Fonctionnement du Système :notions de base

Annexe 1Fonctionnement du Système :notions de base

167

11AA

168©RTE 2004

Lors de l’indisponibilité d’une liaison,

le transit qui la traversait se reporte

sur les ouvrages voisins encore en service.

RTE - Ligne 225 kV ruinée au col du Lautaret

©RTE 2004169

Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de baseA


Dans un réseau d’interconnexion, par essence maillé, la répartition des transits d’éner-gie dépend essentiellement :

- de la localisation des charges,

- de la localisation des groupes de production en fonctionnement,

- des échanges transfrontaliers,

- de la localisation des moyens de compensation de l’énergie réactive,

- des impédances des ouvrages de transport.

Ces transits d’énergie constituent un flux allant des postes où sont raccordées les cen-trales vers les postes où sont raccordés les clients ; il emprunte les lignes et les câblesde transport en se répartissant au prorata de l’inverse de leur impédance. Ce qui est, enquelque sorte, une préférence marquée pour le "chemin le plus court". Ce flux d’énergiese matérialise par le courant qui traverse les ouvrages. Plus le transit d’énergie est élevéet plus les intensités des courants seront fortes. Ces intensités peuvent croître, en parti-culier lorsqu’un ouvrage a déclenché suite à un défaut. En effet, le transit supporté ini-tialement par cet ouvrage va se reporter sur les ouvrages voisins : c’est le phénomènedu report de charge.

Or, à tout instant, l’exploitant du Système doit garantir que le courant de transit dans lesouvrages de transport (liaisons aériennes et souterraines, transformateurs et autotrans-formateurs) se situe en deçà d’un seuil fixé : intensité maximale admissible en régimepermanent (IMAP) pour les lignes et les câbles, courant nominal pour les appareils detransformation.

En cas de dépassement, des protections de surcharge alertent le dispacher qui disposealors d’un temps limité, variable selon l’ampleur du dépassement (20 mn, 10 mn ou 1 mnpour les liaisons 400 kV), pour ramener le transit à une valeur acceptable. Dans le cascontraire, la protection de surcharge fait déclencher l’ouvrage à l’échéance de la tempo-risation.

La régulation des transits est assurée en jouant principalement sur deux paramètres :

- la topologie du réseau : en adaptant les schémas d’exploitation, le dispatcher modi-fie les impédances des différentes mailles du réseau (création de files longuespour augmenter l’impédance du réseau ou, au contraire, mise en parallèle d’ou-vrages pour la diminuer) et joue sur la répartition des charges par rapport auxsources de production ;

©RTE 2004170

Les outils de conduite des dispatchings

permettent de surveiller

les transits en situation N ...

... et de détecter l’apparition

d’éventuelles contraintes en N - k.

©RTE 2004171



- les programmes de production : en adaptant les programmes de productiondes groupes, le dispatcher joue sur la répartition des sources de production parrapport aux charges.

En situation ultime, le dernier recours est d’agir sur les charges en délestant de la clientèle.

Pour une topologie donnée, il est possible d’évaluer, grâce aux outils de conduite et desimulation, les transits dans chacun des ouvrages en fonction du plan de productionadopté et de la localisation des charges. De la même façon, il est possible de calculerl’impact du déclenchement d’un ouvrage de transport ou de production, sur la valeurdes transits dans les ouvrages restants.

La détermination de l’impact du déclenchement d’un ouvrage sur les ouvrages restantsfait appel à la notion de coefficient de report :

• pour les lignes et les câbles, le coefficient de report d’un ouvrage A sur un ouvrageB donne la proportion du transit de l’ouvrage A qui se reportera sur l’ouvrage B, en

cas de déclenchement de A ;

• pour les ouvrages de production, le coefficient de report d’un groupe de productionsur un ouvrage de transport donne la proportion de la variation de puissance du

groupe qui se reportera, le cas échéant, sur l’ouvrage de transport.

Ces calculs sont utilisés en permanence, tant au niveau prévisionnel qu’au niveau tempsréel, pour vérifier la viabilité et la robustesse des schémas d’exploitation, notammentvis-à-vis du respect de la règle du N-k.

En temps réel, ils sont réalisés de manière cyclique par l’outil de conduite ou à la deman-de du dispatcher pour détecter l’apparition d’éventuelles contraintes en N-1 ou N-2 avecla fonction d’analyse secondaire disponible dans les outils de conduite.

©RTE 2004172

Fréquence

©RTE 2004173



A.1.2.1 LE MAINTIEN DE L’ÉQUILIBRE PRODUCTION-CONSOMMATION

La fréquence : une grandeur commune

Le réseau électrique européen est un système interconnecté comportant des organes deproduction (centrales), des ouvrages de transport (lignes, postes) et des charges. Enfonctionnement normal, on peut considérer que la fréquence est uniforme à un instantdonné sur l’ensemble du réseau (les alternateurs, étant reliés entre eux par le jeu desforces électromagnétiques, tournent tous à la même vitesse électrique).

La fréquence : une grandeur à surveiller

Le maintien d’une fréquence proche de sa valeur nominale est nécessaire au bon fonc-tionnement des matériels électriques optimisés pour cette valeur ; la fréquence doit res-ter comprise dans la plage 50 Hz ± 0,5 Hz.

De trop grandes excursions de fréquence sont en outre inadmissibles pour certainsmatériels, dont les groupes de production, qui se retirent du réseau pour des écarts defréquence de 2 à 4 Hz.

Les petits écarts de la fréquence autour de sa valeur de référence, représentatifs du fonc-tionnement normal d’un système, sont compensés par l’inertie des masses tournantes desmachines couplées au réseau.

Le réglage de la fréquence : l’action sur la production

Face aux évolutions normales de la consommation et aux divers aléas rencontrés enexploitation (pertes de groupes de production ou de charges, ...), le maintien de l’équi-libre offre-demande et d’une valeur satisfaisante de la fréquence nécessite d’adapter enpermanence le niveau de la production à celui de la demande. Trois niveaux d’actioncœxistent : le réglage primaire, le réglage secondaire (fréquence - puissance), le réglagetertiaire.

A.1.2.2 LES RÉGLAGES AUTOMATIQUES EN TEMPS RÉEL

A.1.2.2.1 Le réglage primaire de fréquence

Le réglage primaire est assuré par les boucles de régulation ("régulateurs de vitesse")situées sur les groupes de production.

©RTE 2004174

Pour l’Europe, Kj ~ 20 000 MW/Hz dont plus d’un quart pour la France et lapéninsule ibérique.

Conséquence de la perte d’un groupe de 1 300 MW en France (taille des plusgrosses unités) :

• si la France était seule en réseau séparé (déconnectée du reste del’Europe) avec K = 5 000 MW/Hz, la chute de fréquence serait de 260 mHz et la contribution de chaque groupe au réglage primaire devraitêtre de 13 % de sa puissance nominale (c’est-à-dire au delà des capacitésconstructives de réglage primaire de fréquence de la plupart des installa-tions de production) ;

• si la France est interconnectée au reste de l’Europe (situation norma-le) avec K = 20 000 MW/Hz, la chute de fréquence est de 65 mHz etchaque groupe réglant participe pour 3,2 % de sa puissance nominale.

L’interconnexion permet à tous les partenaires de mutualiser lesparticipations au réglage primaire de fréquence et à chacun deréduire le dimensionnement de sa réserve primaire aussi bien auniveau des dispositions constructives des nouvelles unités deproduction qu’en exploitation.

Quelques ordres de grandeur

Pn : Puissance nominale du groupe (MW)

K : Énergie réglante primaire du groupe (MW/Hz)

Pn 1= . : statisme de la régulation

Fo K

1k = : gain statique

Pour une tranche de 900 MW :

K = 450 MW/Hz

= 0,04

k = 25

Quelques définitions

©RTE 2004175



Par une correction rapide (en quelques secondes) et décentralisée, il permet deretrouver l’équilibre production-consommation après perturbation, si toutefoisla réserve primaire de fréquence disponible est suffisante.

Pour un groupe donné

Le régulateur de vitesse agit sur les organes d’admission du fluide moteur à laturbine et cherche à imposer, à l’équilibre, une relation linéaire entre la vitesse(image directe de la fréquence) et la puissance. En tenant compte des limita-tions liées au matériel, la caractéristique statique de ce réglage est celle de lafigure ci-dessous.

Cette relation linéaire s’écrit sous la forme :

• Pour l’ensemble des groupes du réseau

Compenser une variation brutale du bilan Pbil nécessite une action répartiesur tous les groupes telle que, en fin d’action du réglage :

Kj: Énergie réglante primaire du réseau.

f1 : Fréquence atteinte en fin d’action du réglage. Le réglage primaire rétablitl’équilibre offre-demande si la réserve primaire est suffisante, mais la fré-quence finale est différente de la fréquence de référence.

Pbil = Kj(f1 - f0)

P - P0 = K (f - f0)

Pmax : Puissance maximale constructive

P, : Puissance affichéeau limiteur (puissance maximale autoriséeau moment considéré)

Pc : Consigne de puissance affichée

f0 : Fréquence de référence (50 Hz)

©RTE 2004176

Deux cas de positionnement du limiteur

©RTE 2004177



Pbil = P des groupes. La réserve primaire disponible est la somme desréserves primaires des groupes participants. Au niveau de l’Europe, la règle estque cette réserve représente au moins 3 000 MW correspondant à la pertesimultanée des deux plus gros groupes existants (tranches N4 françaises).Chaque groupe participant aura effectué une variation de puissance :

Pj= - K

jP

nj(f

1- f

0) / f

0

Kj= 0 pour un groupe hors réglage ou atteignant le limiteur. Il importe donc

qu’un groupe en réglage primaire ne voie pas sa participation réduite par unusage inapproprié du limiteur qui amputerait la réserve escomptée par l’ex-ploitant du Système. On notera que les excursions de la fréquence sont d’au-tant plus faibles que l’énergie réglante primaire ( K

j) du réseau est grande.

A.1.2.2.2 - Le réglage secondaire fréquence-puissance

L’adaptation rapide de la production à la consommation faite par le réglage pri-maire, laisse, en fin d’action, un écart de fréquence. Elle provoque égalementdes variations de transit entre les pays : toutes les machines des différents paysréagissent à la variation de la fréquence commune, même si la perturbations’est produite dans un pays voisin.

• Objectif du réglage secondaire

Soit f l’écart de fréquence résiduel et Pil’écart entre le bilan P

ides puissances

observées sur les lignes d’interconnexion internationales d’un pays donné (laFrance au hasard) et le bilan P

iodes échanges contractuels à respecter ( P

io> O :

exportation trop importante).

Pour un incident localisé en France, représentant une perte de production Pila

réaction de l’ensemble des groupes interconnectés se traduit par :

Pi+ K f = P

Pi= écart d’échange. Représente l’aide apportée par nos partenaires.

K f = action du réglage primaire français.

LE RÉGLAGE PRIMAIRE RÉTABLIT L’ÉQUILIBRE OFFRE-DEMANDE MAIS LA FRÉQUENCE FINALE

EST DIFFÉRENTE DE LA FRÉQUENCE DE RÉFÉRENCE

©RTE 2004178

L’objectif du réglage secondaire

fréquence-puissance (RSFP) :

- ramener la fréquence

à sa valeur de référence,

- ramener les échanges entre partenaires

à leurs valeurs programmées.

©RTE 2004179



En divisant par K, on obtient un écart homogène à une fréquence : E = f + P

i / K.

En fait, le réglage secondaire utilise le paramètre , appelé "énergie réglante secon-daire" tel que :

(sans entrer dans les détails, le réglage secondaire français inclut la péninsule ibérique, ce qui conduit à choisir = K

France + péninsule ibérique, si l’on respecte

la loi de Darrieus explicitée plus loin).

• Principe du réglage secondaire

Un organe centralisé situé au dispatching national a pour rôle de modifier le pro-gramme de production des groupes afin d’annuler l’écart de puissance Pi + f.Pour cela, il élabore, à partir des télémesures de la fréquence et des transits sur leslignes d’interconnexion, un signal N(t) appelé niveau de téléréglage, compris entre-1 et +1, et l’envoie aux groupes de production participant au réglage secondaireafin de modifier leurs puissances de consigne.

Expression du niveau N(t) :

Certains paramètres sont à la disposition du dispatcher national :: gain intégral (ou pente) du réglage (MW/tour),

Pr : demi-bande de réglage (MW),; énergie réglante secondaire (MW/Hz),: gain proportionnel.

Le réglage secondaire va alors intervenir avec un double objectif :

• ramener la fréquence à sa valeur nominale f = f0

et

• ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs contractuelles.

E = f + Pi /

©RTE 2004180

.

.

Action du réglage secondaire en Europe

lors du déclenchement

d’un groupe de 1 300 MW en France

©RTE 2004181



Choix des paramètres du réglage secondaire

• Choix des paramètres et

Prenons l’exemple simple de deux pays, A et B, interconnectés. On note PA et PB leurs productions, CA et CB leurs consommations intérieures, KA et KB

leurs énergies réglantes primaires, A et B leurs énergies réglantes secondaires,Pio la puissance transitant de A vers B (programme).

À la suite d’une perturbation en A (par exemple une variation de consommationCA), en admettant que l’action du réglage secondaire est lente devant celle du

réglage primaire, ce qui se vérifie si on choisit une constante de temps de l’in-tégrateur suffisamment grande (de l’ordre de 100 s), on peut considérer que leréglage primaire établit un premier équilibre.

On peut alors écrire :

PA = CA + Pi = KA f et PB = Pi = - KB f.

Les termes à intégrer sont :

et

Si on fait en sorte de choisir A = KA et B = KB on obtient EB = 0. Seul le niveau

du pays A va donc varier pour rétablir f = f0et P

i= 0.

LOI DE DARRIEUS

Si, pour chacun des partenaires, le paramètre est choisi égal à

l’énergie réglante primaire K, alors seul le réglage secondaire

du réseau perturbateur assurera la correction de la perturbation.

©RTE 2004182

Le respect, par chaque groupe,

de la contribution demandée par le réglage secondaire

permet d’assurer la qualité de la fréquence

et le respect du programme d’échanges.

183©RTE 2004



• Participation des groupes au RSFP

RTE communique à chacun des producteurs sa contribution en MW au RSFP.

Les producteurs sélectionnent les groupes participant au RSFP en fonction de leurscapacités dynamiques à moduler leur production et de leur coût. La constitution dela bande de réglage peut nécessiter le démarrage de groupes supplémentaires.

Pour chaque groupe participant au RSFP, la puissance de consigne Pc= P

co+ N p

r

varie entre Pco

- pret P

co+ pr (P

coconsigne à 50 Hz et p

rparticipation du groupe).

La relation pr

= Pr

permet d’assurer l’utilisation de toute la bande de réglage pour N = ± 1.

• Valeurs possibles de la participation

- Tranches nucléaires : pr= 5 % P

n, soit 50 MW pour un REP 900 MW.

- Tranches thermiques classiques à puissance nominale : pr= 10 % P

n.

- Groupes hydrauliques : variable, prpeut atteindre, voire dépasser, 25 % P

n.

Mais ces participations peuvent être réduites pour certains groupes, de façon pro-visoire ou permanente.

• Pente de variation de la puissance

Tous les groupes de production ne sont pas aptes à supporter fréquem- ment des variations rapides de leur production. En fonctionnement normal, lapente du niveau est limitée à environ 0,15/mn (7 MW/mn pour un groupe REP900 MW, soit une traversée de la bande de réglage en 13 mn). Sur incident ( E> seuil prédéfini), le régulateur passe en pente rapide : 0,9/mn, soit une explo-ration de la bande de réglage en 2 mn.

©RTE 2004184

En fin d'action des réglages primaire et secondaire

sur une perturbation… deux situations possibles

Utilisation de toute la réserve secondaire : Pc = Pco + pr ; N = 1 (niveau en butée). Les écarts ne sont pas entièrement résorbés.

Utilisation d'une partie seulement de la réserve secondaire Pc = Pco + N.pr. Les écarts sont corrigés : f = 50 Hz, Pi = Pio.

La droite (N = 1, N = 0,…) caractérise le régulateur du groupe. Le niveau décale la droite parallèlement à elle-même.

Notations :

P, : puissance au limiteurP

co: consigne à 50 Hz et N = 0

Pc

: consigne à 50 Hz

pr

: demi-bande de réglage secondaire pour un groupe

Pn

: puissance nominaleN : niveauP : puissance active fournie

f : écart de fréquenceP

i: puissance échangée avec l'étranger

©RTE 2004185



A.1.2.3 LES AJUSTEMENTS MANUELS EN TEMPS RÉEL

Le réglage tertiaire

L’exemple précédent montre que l’action du réglage secondaire, suite à une per-turbation, peut ne pas résorber entièrement les écarts de fréquence et de transit depuissance sur les interconnexions, le niveau atteignant sa butée (N = ±1). La réser-ve primaire est alors entamée et la réserve secondaire épuisée. L’arrivée enbutée de niveau (haute ou basse) peut aussi être le résultat d’une dérive lenteentre la consommation et les programmes de marche des groupes (image de laprévision de consommation). Il est nécessaire de reconstituer les réserves épui-sées pour se prémunir de tout nouvel aléa.

En prévision de circonstances de ce type, il est prévu, par contractualisationjournalière en J-1, une réservation de puissance qui est décomposée en plu-sieurs produits selon son délai de mobilisation et sa durée d’utilisation : réser-ve tertiaire rapide 15 minutes, réserve tertiaire complémentaire 30 minutes,réserve à échéance, ... Cette puissance est mobilisée, selon les besoins en tempsréel et les échéances, par appel sur le mécanisme d’ajustement (cf. § 1.5 decette annexe), afin de recaler les programmes de production sur la réalisationet de reconstituer les réserves primaires et secondaires (f = 50 Hz, N = 0). Laréserve de puissance à mobilisation rapide est constituée avec des groupes quine sont pas à la puissance maximale ou qui peuvent démarrer rapidement(groupes hydrauliques, turbines à combustion). À noter qu’une réserve à labaisse est également prévue, toujours par contractualisation.

Le réglage tertiaire, coordonné par le dispatching national, a pour but de mobi-liser tout au long de la journée, autant que de besoin, la réserve tertiaire tout encherchant à la reconstituer ou à l’ajuster en fonction des évolutions du Système.En s’appuyant sur le mécanisme d’ajustement, il fait appel à des offres à lahausse par ordre de prix croissant en cas de production insuffisante. Dans lecas contraire (excès de production), on fait appel à des offres à la baisse parordre de prix décroissant.

©RTE 2004186

LE RÉGLAGE DE LA TENSION

EST UNE NÉCESSITÉ POUR

Exploiter le réseau en assurant la sûreté

Maintenir la tension d’alimentation

des clients dans les plages contractuelles

Respecter les contraintes

de fonctionnement des matériels

Minimiser les pertes

Utiliser au mieux la capacité

des ouvrages de transport

©RTE 2004187



A.1.3.1 POURQUOI RÉGLER LA TENSION ?

Satisfaire les clients, les distributeurs et les producteurs

La tension constitue, avec la fréquence, un des principaux paramètres de lasûreté du Système. Ce paramètre est commun aux différents utilisateurs :clients, distributeurs, producteurs, raccordés sur un même nœud électrique.

Pour les clients et les distributeurs, chaque contrat de fourniture définit la ten-sion d’alimentation déclarée et la plage de variation acceptée autour de cettevaleur. Ces deux termes, qui conditionnent le dimensionnement des appareilsrécepteurs des clients, doivent être, à tout moment, respectés.

Pour le producteur, la tension doit également être maintenue dans une plageconvenue qui soit supportable par les installations de production, faute de quoiles groupes peuvent être contraints à se déconnecter, ce qui affaiblit la sûretédu système électrique.

Satisfaire les besoins du Système

Régler la tension est également nécessaire pour garantir le bon fonctionnementglobal du Système, tant sous l’aspect économique que sous l’angle de la sûreté.Un bon réglage permet en même de temps de diminuer les pertes réseau, d’utili-ser au mieux les capacités de transport disponibles et d’éviter le risque d’effon-drement en tension, tel que ceux qu’ont connus la Belgique en 1982, l’ouest de laFrance et le Japon en 1987.

Respecter les contraintes de fonctionnement des matériels

Enfin, la tension doit être maintenue, en tout point du réseau HTB, dans unebande étroite compatible avec le dimensionnement des matériels :

- des tensions trop hautes entraînent le vieillissement ou la destruction desmatériels raccordés ;

- des tensions trop basses provoquent des surcharges dans les lignes, per-turbent le bon fonctionnement de certaines protections et des régleursen charge des transformateurs, affectent la tenue des auxiliaires des ins-tallations de production et, d’une manière plus générale, des process desutilisateurs du RPT.

188©RTE 2004

QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

On peut représenter une ligne THT par le schéma équivalent suivant :

R : résistance des conducteursX : inductance de ligneC : capacité homopolaire de la ligne

Pour une ligne 400 kV

R 3 / 100 kmX 30 / 100 kmC 1,2 mF / 100 km soit environ 60 MVAR fournis par100 km de ligne à vide (C /2 . U

A2 + C /2 . U

B2)

©RTE 2004189



La tension : une grandeur qui fluctue

Mais, par nature, la tension fluctue. Elle est d’abord affectée par des variationslentes et générales liées aux cycles d’évolution saisonnière, hebdomadaire etquotidienne de la consommation (sans action préventive de la part de RTE, la ten-sion serait plutôt basse aux heures de pointe et haute aux heures creuses) ; ellesubit aussi des variations rapides liées à de multiples aléas : fluctuations aléa-toires des charges, changements de topologie du réseau, déclenchements d'ou-vrages de transport ou de groupes de production.

Il est donc nécessaire, pour que la tension soit maintenue en tout point du réseauHTB dans la plage souhaitée, de disposer de moyens de réglage adaptés et par-faitement coordonnés entre eux.

A.1.3.2 TENSION ET RÉACTIF : UN COUPLE INSÉPARABLE

La tension en un point du réseau est fonction d'une part des forces électromo-trices des générateurs qui y sont raccordés et, d'autre part, des chutes de tensiondans les divers éléments du réseau : machines, transformateurs, lignes, ...

Les chutes de tension

Si on examine le cas très simple d'une charge alimentée par une source de ten-sion constante, à travers une ligne (cf. schéma ci-dessous),

on peut écrire de façon approchée, que la chute de tension dans la ligne ( V=

V1- V

2), induite par les flux de puissance active et réactive (P et Q) appelés par

la charge, est égale à :

V= (R P + X Q) / V2

190©RTE 2004

RTE - Lignes 400 kV

Au-delà d’une certaine distance,

la puissance réactive

fournie par les alternateurs

ne peut pas parvenir là où on en a besoin.

La puissance réactive voyage mal.

©RTE 2004191



Pour une ligne THT, X 10 R :

C'est la circulation de réactif qui crée généralement les chutes de tension pré-

pondérantes.Tension et puissance réactive sont donc des grandeurs très liées.

Ainsi, la puissance réactive voyage mal (elle crée des chutes de tension). Cela apour conséquence qu’au-delà d'une certaine distance, la puissance réactivefournie par les alternateurs ou les condensateurs ne peut pas parvenir jusqu'àl'endroit où on en a besoin.

La puissance maximale transmissible

Par ailleurs, si l'on considère une charge variable purement active (Zch = Rch)et que l'on examine l'évolution de la tension à ses bornes en fonction de lapuissance active qui lui est transmise à travers la ligne, on constate que lorsquela charge augmente (c'est-à-dire lorsque Rch diminue), la puissance transmiseà la charge commence par augmenter, puis passe par un maximum, avant dediminuer (cf. courbe ci-dessous) :

Il existe un point critique (correspondant à la tension critique Uc et à la puis-sance maximale transmissible), au-delà duquel il devient impossible de fairetransiter plus de puissance vers la charge.

On retrouve là une propriété bien connue :

il existe une valeur maximale de puissance active transmissible à une charge à

travers une ligne, à partir d'une source de tension constante.

V X Q / V2

192©RTE 2004

Puissance maximale

transmissible à une charge

La puissance maximale transmissible à une chargedepuis une source à tension tenue est égale à :

Elle atteint sa valeur maximale pour = 0 et ß = 90° (Z = X) et vaut alors :

U12

Pmax =2 X

La puissance transmissible entre deux points à "tensiontenue" reliés par une réactance est égale à :

Sa valeur maximale est atteinte pour = 90° et vaut :

On voit que, si l’on parvient à maintenir la tension constante auxbornes de la charge, la puissance maximale transmissible est deuxfois plus grande que lorsque la tension est maintenue constante uni-quement aux bornes du groupe. D’où l’intérêt de disposer de nom-breux points à tensions tenues.

Pmax = U1U2 / X

U1

2 cosPmax = .

Z 2 (1+cos(ß- ))

= angle de transport

U1 U2P = sin

X

©RTE 2004193



Pour une charge quelconque Zch

, cette puissance maximale correspond à unevaleur de l'impédance de la charge telle que : Z

ch / Z = 1 et s'exprime de la maniè-

re suivante :

où :U1 est la tension tenue en un point du réseau,Z est l'impédance de la ligne entre le point à tension tenue et la charge,

est le déphasage introduit par la charge,(tg = 0 lorsque la charge est compensée exactement),

est le déphasage introduit par la ligne.

Cette expression de Pmax

montre, entre autres, que :

- plus la tension d'exploitation est haute (U1), plus la puissance maxima-le transmissible est grande. D'où l'intérêt d'exploiter avec un plan de ten-sion le plus haut possible ;

- plus l’impédance du réseau est faible (Z), plus la puissance maximaletransmissible est grande. D'où l'intérêt d'avoir un réseau suffisamment dimen-sionné et d'exploiter avec le maximum de lignes disponibles ;

- plus diminue, c'est-à-dire plus la compensation de la charge augmen-te (grâce à l'adjonction de condensateurs), plus la puissance transmis-sible croît. D'où l'intérêt de compenser au maximum (voire de surcom-penser) et au plus près des charges, la puissance réactive qu'ellesconsomment.

A.1.3.3 COMPENSATION DE LA PUISSANCE RÉACTIVE

Régler la tension suppose donc, tout d'abord, de maîtriser les transits de puis-sance réactive qui sont dus à deux causes :

- la consommation des charges : elle est caractérisée par la tangente desrécepteurs, très variable selon le type de charge, lui-même différent selonle type de jour (ouvré ou non) et l’heure (tangente plus faible enheures creuses qu’en heures pleines) ;

- les éléments du réseau (transformateurs, lignes et câbles) : les lignes peu-vent fournir ou absorber de la puissance réactive, selon que la puissan-ce transitée est inférieure ou supérieure à sa valeur caractéristique.

U1

2 cosPmax = .

Z 2 (1+cos( - ))

194©RTE 2004

La stabilité en tension est dégradée

lorsque la tension d’exploitation baisse

ou lorsque les charges sont insuffisamment compensées.

Pour une tg donnée, la Pmax

transmissible augmente avec la tension de la source.

Pour un niveau de tension donné, la Pmax

transmissible augmente avec la compensation de la charge.

©RTE 2004195



Comment exercer une compensation efficace du réactif pour maîtriser ces transits ?

Sur les réseaux de distribution

Comme la puissance réactive voyage mal, les problèmes de réactif doivent êtreau maximum traités localement si l’on veut pouvoir les régler. Les interfacesentre transport et distribution ne peuvent donc pas être négligées vis-à-vis decette question.

La meilleure compensation est à l'évidence celle qui est effectuée au niveau desappareils d’utilisation eux-mêmes en incitant le client, par un tarif approprié, àinstaller des condensateurs. Mais elle n'est pas toujours suffisante et doit doncêtre complétée par une compensation effectuée directement sur les réseaux dedistribution. Celle-ci est réalisée à l'aide de condensateurs installés sur lesréseaux HTA et commandés, pour l'essentiel, de manière automatique par desrelais varmétriques. Pour obtenir une "bonne compensation", il est indispen-sable de disposer de condensateurs en quantité suffisante, installés là où celaest nécessaire et commandés de façon efficace par des relais varmétriques dis-ponibles et bien réglés. En cas contraire, il en résulte des problèmes de tenuede la tension sur le réseau de distribution qui ont des conséquences néfastessur la sûreté du réseau de transport.

Sur les réseaux de transport

La compensation de la puissance réactive est également nécessaire à ce niveau.Elle a pour but de compléter (si nécessaire) celle des réseaux de distribution etde réaliser la compensation du réseau de transport.

Les alternateurs raccordés au réseau de transport peuvent fournir ou absorberde la puissance réactive de façon très simple, en faisant varier leur courantd’excitation. Ceci n’est bien sûr possible que dans les limites de réserve duréactif permises par leur "diagramme de fonctionnement".

C’est pourquoi il faut que les moyens de production soient construits de façonà disposer de réserves de réactif suffisantes. Il faut aussi que ces possibilitéssoient réellement disponibles, et que les réserves réelles soient connues desexploitants du Système ; dans le cas contraire, la sûreté du réseau est mise endanger, puisque les exploitants risquent de compter sur des réserves qui en faitn’existent pas.

196©RTE 2004

Régler la tension suppose de maîtriser

les transits de puissance réactive

©RTE 2004197



L’action des groupes peut se révéler insuffisante, du fait de leur localisation surle réseau (le réactif voyage mal !), de leur indisponibilité ou de leurs possibili-tés limitées. Il est donc nécessaire de recourir à d’autres moyens de compen-sation : condensateurs, réactances, voire compensateurs synchrones. Ici aussi,il est primordial pour la sûreté que ces moyens soient installés là où il convientet soient effectivement disponibles.

Compte tenu des caractéristiques très différentes des groupes de production etdes condensateurs, en matière de contribution au réglage de la tension et decompensation du réactif, un usage pertinent de ces différents moyens s’impo-se. Les groupes fournissent un réactif qui est mobilisable instantanément etpeut être régulé de façon très fine. De son côté, la manœuvre des gradins decondensateur nécessite des délais et se fait en tout ou rien ; de plus, le réactiffourni par un condensateur diminue quand sa tension baisse. Les condensa-teurs sont un moyen utile, mais leur réactif n’est pas du tout comparable auréactif "dynamique" des groupes de production.

En pratique, on privilégie la mobilisation des moyens de compensation sta-

tique (condensateurs, réactances) afin de préserver une partie du réactif des

groupes pour les réglages fins et rapides et la réponse aux incidents.

A.1.3.4 RÉGLAGE DE LA TENSION DE RÉSEAU THT

Sur le réseau THT, le contrôle de la tension en régime normal est obtenu par unesuccession de trois niveaux de commande ayant des constantes de temps éche-lonnées dans le temps et permettant de mobiliser les réserves réactives sur deszones de plus en plus étendues.

Sur les réseaux de niveau de tension inférieur (90, 63 kV et HTA), le réglage dela tension est assuré par les régleurs en charge automatiques installés sur lestransformateurs THT/HT et HTB/HTA.

198©RTE 2004

Limites constructives de l’alternateur :

le diagramme P-Q aux bornes du stator

Pour une tension donnée aux bornes stator, le domaine de fonctionne-ment possible de l’alternateur a l’allure suivante, exprimé dans les axespuissance active-puissance réactive.

Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques :

limite liée à l’échauffement des zones d’extrémité du stator (combinaison des flux stator et rotor),

limite d’intensité stator (problème d’échauffement des circuits statoriques),

limite de courant rotor (problème d’échauffement des circuits magnétiques dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

limite de l’induction dans l’entrefer (échauffement des tôles du circuit magnétique dû aux pertes fer) (cas des turboalternateurs),

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

4

3

2

1

1

2

3

4

©RTE 2004199



Le réglage primaire automatique de tension

Les alternateurs sont les seules sources qui permettent d’avoir sur le réseau detransport des points à tension régulée constante ; il faut pour cela qu’ils soientéquipés d’un régulateur primaire de tension. Ce dispositif automatique asservitdes grandeurs locales (le plus souvent la tension, plus exceptionnellement lapuissance réactive) à des valeurs de consigne, en agissant sur la tension d’ex-citation de l’alternateur.

Cette action est quasiment instantanée et elle permet de répondre aux fluctua-tions aléatoires de la charge, changements de topologie et incidents, du moinstant que le groupe de production n’atteint pas ses limites de réactif. Il s’agitainsi du moyen le plus précieux qui existe en matière de réglage de tension.

Tout doit donc être fait pour que les groupes soient équipés de régulateurs pri-

maires bien réglés et pour que les possibilités de réactif des groupes soient

réellement disponibles et connues des opérateurs de conduite du Système.

Le réglage secondaire automatique de tension

Lorsqu’ils sont sollicités, les régulateurs primaires agissent instantanément ettrouvent automatiquement un nouveau point de fonctionnement de l’alterna-teur. Si l’on n’agit pas sur les consignes des régulateurs, certains groupes risquentde produire inutilement du réactif qui sera consommé par d’autres.

Par ailleurs, au-delà de l’action locale des régulateurs primaires et de celle desrégleurs en charge, la maîtrise du plan de tension nécessite des actions plusglobales, au niveau régional, pour faire face aux variations de la charge et de latopologie.

Cette coordination des actions est assurée sur le réseau THT français de façon

automatique par le réglage secondaire de tension (RST).

Son principe consiste à organiser le réseau en "zones" de réglage et à contrôlerle plan de tension séparément à l’intérieur de chaque zone en agissant de façonautomatique et coordonnée sur la puissance réactive de certains groupes deproduction de la zone. Ces groupes, asservis au RST, sont appelés "groupesréglants".

L’action du RST consiste à réguler la tension d’un point particulier de la zone, le"point pilote", qui est choisi de façon à ce que sa tension soit bien représentati-ve de celle de l’ensemble de la zone.

200©RTE 2004

Mode de réalisation du RST

Le RST assure simultanément, dans chaque zone, la régulation du plan detension et la répartition de la puissance réactive entre les groupes réglants.

Le schéma d’asservissement comporte une boucle de régulation si- tuée au dispatching régional (régulateur de zone) qui permet de modifierautomatiquement la consigne du régulateur primaire de tension desgroupes asservis.

Réseau

tension stator U

Groupe de production iGroupe i + 1

Groupe i + 2

Jeu de barrespiloteTransmission de la tension du point pilote Vp

Régulateurde zone

Dispatchingrégional

Consigne UoNiveauN

ParticipationQr

Boucleen

réactif

Régulateurprimaire

de tension

Uex

réactif produit par le groupe

ConsigneVc

X

Vc : tension de consigne du RST (pour le point pilote)Uex : tension d'excitation de l'alternateurVp : tension mesurée au point piloteUo : consigne du régulateur primaire de tension

p

©RTE 2004201



Pour que ce dispositif soit efficace, il convient de disposer dans la zone de

groupes réglants capables de fournir une puissance réactive suffisante.

Il faut aussi qu’il soit possible de trouver des zones de réglage suffisammentindépendantes. Comme l’évolution du système électrique a accentué les cou-plages entre zones, ceci a conduit à développer un nouveau système, appeléréglage secondaire coordonné de tension (RSCT), utilisé dans la région Ouest,capable de tenir compte de ces interactions.

La bonne contribution du RST et du RSCT à la sûreté de fonctionnement duSystème demande bien sûr des actions appropriées des opérateurs : maintiende la disponibilité et de la performance des régulateurs, mise à disposition deliaisons de transmission fiables et performantes, respect des consignes d’ex-ploitation. Il faut aussi qu’un nombre suffisant de groupes participent auxréglages primaire et secondaire.

Le réglage tertiaire de tension

Le réglage tertiaire de tension est manuel. Il s’agit de l’ensemble des actionscommandées par les opérateurs des dispatchings pour coordonner le plan detension entre les différentes zones de réglage secondaire.

Les régleurs en charge de transformateurs

Afin de maintenir le plan de tension sur les réseaux 90 kV et 63 kV (et en HTA),les transformateurs THT/90-63 kV (et les transformateurs HTB/HTA) sont munisde régleurs en charge automatiques. En modifiant le rapport de transformationen fonction des variations de la tension au primaire, les régleurs permettent demaintenir la tension autour de la valeur de consigne au secondaire. Les chan-gements de prise sont effectués avec une temporisation initiale (passage de lapremière prise) de 30 secondes pour les transformateurs du réseau de trans-port (1 minute pour les transformateurs HTB/HTA), puis de 10 secondes pour lepassage des prises suivantes.

Très utiles en situation normale, ces dispositifs risquent en situation d’incidentde contribuer aux écroulements en tension (cf. § suivant).

202©RTE 2004

Illustration de l’action du RST

Considérons sur le réseau simplifié suivant que le groupe G2 enpleine fourniture de réactif déclenche à t = t

0

Évolution des tensions si le RST est hors service :

Évolution des tensions si le RST est en service :

©RTE 2004203



A.1.3.5 LE PROBLÈME DE L’ÉCROULEMENT DE TENSION

La marge qui sépare, à tout instant, le fonctionnement du Système de l’écrou-lement en tension dépend beaucoup des conditions d’exploitation du réseau :valeur de la tension, choix des prises des autotransformateurs et des transfor-mateurs principaux des groupes, évolution de la charge, topologie, points où latension peut être tenue par des groupes de production, déclenchements delignes, ... Elle peut se réduire soudainement en présence d’aléas, tels que ledéclenchement de groupes ou l’atteinte par les groupes de leurs limites deréactif.

Les régleurs en charge des transformateurs risquent de favoriser les écroule-ments de tension si des précautions ne sont pas prises. En effet, lorsqu’ilsdétectent une tension basse du côté des charges, ils provoquent des change-ments de prise jusqu’à retrouver la tension de consigne souhaitée. Ceci conduità augmenter les courants dans les lignes côté HTB et à accroître les chutes detension, en rapprochant toujours plus le point de fonctionnement du Systèmedu point critique caractérisant l’écroulement de tension. Dans ce cas, en France,des dispositifs automatiques permettent de bloquer les régleurs en charge surla prise courante, voire de revenir à une prise plus haute. Le critère de blocageest le franchissement d’un seuil minimal de tension sur un noeud électriquereprésentatif de chaque zone du réseau.

204©RTE 2004

La règle du N-k définit le niveau

de risque maximal accepté.

©RTE 2004205



L'exploitant du Système doit faire en sorte, qu'à tout instant, le Système resteviable après un aléa hypothétique sur la situation nominale conduisant à laperte(1) de k ouvrages (cf. § 2.3). Vis-à-vis de ce type d’aléa, il peut néanmoinstolérer un certain risque en fonction d'un arbitrage coût - sûreté.

Cette valeur de référence partage le plan "conséquences - probabilité" en quatredomaines distincts :

- la zone des risques acceptables (zone 4),

- la zone des risques inacceptables (zone 3),

- la zone des conséquences inacceptables (zone 2),

- la zone des risques pour laquelle l'exploitant du Système accepte de sollici-ter le plan de défense (zone 1).

Si les conséquences potentielles d'un aléa sont inacceptables (zone 2) ou si lerisque encouru est supérieur au risque maximal toléré (zone 3), l'exploitant duSystème doit ramener la coupure prévisionnelle aux niveaux tolérés ou, si cen'est pas possible, la minimiser, en prévisionnel et en temps réel.

Pour cela, il peut mettre en œuvre des moyens entraînant des surcoûts d'ex-ploitation. Lorsque plusieurs solutions sont possibles, il doit chercher à mini-miser les conséquences des événements redoutés.

La règle du N-k définit le niveau de risque maximal toléré, évalué par une

valeur de référence du produit "Probabilité de l’événement x Profondeur de

coupure" : plus la probabilité d’un événement est forte, plus la coupure admi-se (en MW) est faible.

(1) : Il s’agit bien de la perte d’ouvrages ; les ouvrages consignés sont déjà déclarés

hors service dans l’état nominal du réseau.

206©RTE 2004

SNET - Centrale de Provence

La perte d’un groupe de production ne doit pas avoir

d’impact sur l’alimentation de la clientèle.

©RTE 2004207



Le tableau ci-après dresse une liste d'événements types à prendre en compte etprécise, pour chacun, les conséquences et les risques tolérés.

©RTE 2004208

EDF - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux

Des réserves de puissance active

doivent être pré-disposées

pour assurer l’équilibre offre-demande

et résoudre les congestions sur le RPT.

©RTE 2004209




A.1.5.1 LES RÉSERVES ET MARGES D’EXPLOITATION

A.1.5.1.1 Les besoins de réserves

Conformément au rôle qui lui est assigné par l’article 15 de la loi n° 2000-108, RTEassure l'équilibre entre l’offre et la demande sur l’ensemble du système électriquefrançais et résout les éventuelles congestions du réseau public de transport, sur unhorizon allant de la préparation journalière en J-1 jusqu’au temps réel en J.

Chaque producteur gère la mobilisation des moyens nécessaires pour fournir laconsommation de ses clients, et certains aléas. RTE établit sa prévision deconsommation globale France et calcule les valeurs des réserves requises pourcouvrir les différents types d’aléas.

En temps réel, les réglages primaire, secondaire et tertiaire permettent de gérerl’équilibre offre-demande, en utilisant des réserves ménagées à cet effet. RTEévalue les réserves effectivement disponibles. Si celles-ci sont insuffisantes, RTEprocède à des ajustements sur les moyens de production.

A.1.5.1.2 Les aléas sur l’équilibre offre-demande

• Aléas sur la consommation

L'aléa météorologique (température, nébulosité) a une forte influence sur laconsommation : ainsi, en hiver ou inter-saison, un écart de température d'undegré se traduit par une variation de la consommation pouvant atteindre 1 600MW. De même, en été, lorsque la température est supérieure à 250 C, un degréde plus génère une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW due aufonctionnement des divers moyens de production de froid (ce phénomèneaugmente chaque année avec le niveau d’équipement en appareils deventilation ou de climatisation).

Une autre perturbation sur la consommation est liée aux enclenchements oudéconnexions de charges en début et fin de périodes tarifaires (heurescreuses, EJP, …).

• Aléas sur la production

Les moyens de production, comme tous les composants du Système, sont affectésdans leur fonctionnement par un certain nombre d’événements fortuits et/ou delimitations entraînant, en temps réel, l’indisponibilité fortuite d’un certain volumede production.

©RTE 2004210

Depuis le 1er juin 1998,

la valeur recommandée par l’UCTE

est déterminée à partir de la courbe ci-dessous :

Cette courbe, de la forme :

Pr = a Lmax

+ b2 - b

est établie de manière empirique avec :

a = 10 et b = 150

Pr

= Demi-bande de réglage secondaire recommandée en MW

Lmax

= Charge maximale prévue de la zone de réglage en MWpour la période considérée

©RTE 2004211




• Variations sur les échanges internationaux

L’augmentation sensible des échanges est accompagnée d’une concentration desmodifications des programmes d’échanges à certaines heures et des"changementsde parallèle" de plusieurs milliers de MW entre la France et les autrespays sont courants. Dans ces phases de transition, le réglage secondairefréquence-puissance est fortement sollicité.

A.1.5.1.3 Définition et dimensionnement des réserves et marges

Réserve primaire

Dans un réseau interconnecté, la réserve primaire est la somme des réservesprimaires des groupes en réglage primaire. La réserve primaire d’un groupe estla marge de puissance allouée au réglage primaire de fréquence (cf. annexe A.1.2).

La règle UCTE prescrit pour la France une réserve primaire de 700 MW enpermanence (+ 150 MW si fréquence de référence à 49,99 Hz / - 150 MW sifréquence de référence à 50,01 Hz).

Réserve secondaire

Pour un GRT ou plusieurs GRT appartenant à un même bloc de réglage, la réservesecondaire est la somme des réserves secondaires des groupes asservis au réglagesecondaire fréquence-puissance.

La réserve secondaire (instantanée) d’un groupe correspond à la puissance (à lahausse ou à la baisse) encore disponible sous l'action du RSFP à un moment donné,compte tenu de la valeur du niveau N de RSFP à cet instant. Elle est égale à laParticipation au RSFP lorsque le niveau N de RSFP est égal à 0, hypothèse prise dansles études prévisionnelles.

RTE détermine pour chaque point demi-horaire le besoin de réserve secondaire : valeur re-commandée par l’UCTE pour les périodes où le gradient de la demande (con-sommation France + échanges internationaux) est faible (cf. page ci-contre) ou valeurmajorée pour les périodes où le gradient de la demande est fort, avec un minimum de500 MW quel que soit le niveau de la demande.

Réserve tertiaire

La réserve tertiaire, à la hausse ou à la baisse, est la puissance mobilisable en moinsd’une demi-heure. Elle est constituée à partir des offres d'ajustement soumises sur lemécanisme d’ajustement (cf. § 1.5.2 de cette annexe) qui ont un délai de mobili-sation compatible avec l'utilisation envisagée dans le cadre du fonctionnementnormal de ce mécanisme.

©RTE 2004

Elle comprend deux parties :

• la réserve tertiaire rapide : réserve de puissance mobilisable en moins de 15minutes, pour une durée garantie d’au moins une heure pour chaque acti-vation et au moins deux fois par jour.

D’une valeur minimale de 1 000 MW, la réserve tertiaire rapide a vocation àcompléter les contributions au service de réglage secondaire de la fréquence.

• la réserve tertiaire complémentaire : réserve de puissance mobilisable dansun délai compris entre 15 minutes et une demi-heure, pour une durée garan-tie d'au moins six heures consécutives pour chaque activation et au moinsune fois par jour.

D’une valeur minimale de 500 MW, la réserve tertiaire complémentaire est desti-née à reconstituer la réserve tertiaire rapide.

Réserve différée

Puissance mobilisable dans un délai supérieur à une demi-heure et dont l'utilisationest garantie pour une durée consécutive donnée. La réserve différée permet dereconstituer chaque fois que cela est nécessaire le niveau de réserve tertiaire à lahausse (ou à la baisse) voulu, donc le niveau de la marge d'exploitation.

Marge d’exploitation (ou Marge)

À l'instant t0, la marge d'exploitation pour une échéance donnée t

0+ d

correspond à la différence entre :

- d'une part, l’offre(1) connue à l’instant t0comme devant être disponible à t

0+ d

(à l’exception d'actions exceptionnelles ou de sauvegarde),

- d'autre part, la demande estimée à l’instant t0 comme probable à t

0+ d.

Pour une marge à la hausse (ou à la baisse), c'est la production maximale (ou la pro-duction minimale) offerte qui sera prise en compte.

Des disponibilités de réserves convenues entre GRT à l’horizon t0

+ d (réserves"communes") peuvent aussi s’intégrer, le cas échéant, à la marge d’exploitation.

212

(1) : Par offre on entend pour l’essentiel la production disponible ou déclarée comme tellepar les responsables de programmation dans les programmes d'appel et la produc-tion offerte dans le cadre du fonctionnement normal du mécanisme d'ajustement.

©RTE 2004213




Liens entre réserves et marge d’exploitation : exprimée d'une autre façon, lamarge est la somme algébrique des réserves secondaire (ou plus précisément dela participation au RSFP des groupes), tertiaire, différée, communes, qui

correspondent chacune à des caractéristiques particulières, et du "bouclage"(1) .

La marge d'exploitation courante correspond à la marge constatée à l'instantcourant t

0. Elle est établie à partir des valeurs courantes connues à l'instant t

0des

réserves et du bouclage et traduit le degré de sévérité de la situation vécue à t0.

Marge 15 minutes

Il s'agit de la puissance mobilisable en moins de 15 minutes. Elle est constituée dela réserve tertiaire rapide et de la réserve secondaire et doit permettre de com-penser la perte du plus gros groupe couplé (qui peut être d’environ 1 500 MW).

Quelles marges conserver ?

La marge requise est la marge jugée nécessaire pour respecter un niveau de risqueprédéfini de faire appel aux moyens permettant d’éviter une défaillance du systèmeélectrique liée à l’équilibre production-demande. Elle est fonction du niveau deproduction/demande, de la fiabilité estimée des moyens de production, de lacaractérisation des aléas de consommation, ...

Chaque jour, en J-1, RTE définit ce volume pour diverses échéances représentatives ets’assure, en J-1 puis en temps réel, que la marge disponible à ces échéances restesupérieure à la valeur requise. Il vérifie plus particulièrement que les offres présentessur le mécanisme d’ajustement permettent d’atteindre cet objectif.

Le risque admis

Les marges d’exploitation permettent de faire face aux aléas. Les fournisseurs ont laresponsabilité de constituer les marges leur permettant de se couvrir contre les risquesassociés à leurs engagements contractuels. Les textes règlementaires ne fixant pas leniveau de risque minimal pour lequel les acteurs doivent se couvrir, ces derniersdéterminent eux-mêmes ce niveau.

RTE, compte tenu de son expérience dans ce domaine, définit le niveau de risque qu’illui paraît pertinent de couvrir pour l’ensemble du système électrique français. Ceniveau est défini et valable pour les différents horizons temporels. Les règles

(1) : Le bouclage est un indicateur caractérisant le déséquilibre entre la production program-mée (en fait la somme des consignes de puissance active transmises aux producteurspar RTE) et la demande (consommation + échanges).

actuelles sont telles que la probabilité de faire appel à des moyens exceptionnelset actions de sauvegarde (interruption de contrat, délestage de clientèle, montéeà P

maxpour les groupes, ...) soit inférieure à :

- 1 % à la pointe du matin,

- 4 % à la pointe du soir.

Ordres de grandeur

À risque constant, la marge nécessaire évolue en fonction de l’horizon temporelconsidéré : à des échéances rapprochées, la marge requise diminue en volumepuisque les risques d’aléas décroissent et que l’avenir est de plus en plusdéterministe ; a contrario, aux échéances plus lointaines, le volume augmentepuisque l’incertitude sur les aléas s’accroît. L’accroissement du volume n’estcependant pas une fonction linéaire puisque doivent rentrer en ligne de compteles moyens qui peuvent être rendus disponibles d’ici à l’échéance du temps réel.

L’objectif, tel qu’il est d’usage dans les règles d’exploitation du Système, est dedisposer en temps réel d’une marge de 2 300 MW à échéance 2 heures etd’environ 1 500 MW à 15 minutes.

Marge d'exploitation en régime dégradé

La marge d'exploitation constituée ne permet pas, par définition, de faire face àn'importe quel aléa. Si elle se révèle insuffisante à l'approche de l'échéance sansqu'il soit possible de la reconstituer par les actions usuelles, il convient alorsd'utiliser les moyens prévus pour la conduite en régime dégradé.

En particulier, lorsque la marge à 2 heures ou celle à 15 minutes ne peut pas êtrerespectée, un message "Alerte situation critique pour marge insuffisante" estactivé par le CNES à destination des producteurs (cf. par ailleurs en A.1.5.2 le §"Insuffisance des offres d’ajustement").

214©RTE 2004

215©RTE 2004




A.1.5.2 LE MÉCANISME D'AJUSTEMENT

Pourquoi un mécanisme d’ajustement ?

Comme indiqué précédemment, RTE doit disposer, en préparation journalière et entemps réel, des marges lui permettant d’assurer l’équilibre offre-demande globalFrance et la résolution des congestions sur le RPT.

RTE incite les acteurs du marché à offrir les moyens disponibles pour constituer cesmarges. À cette fin, après une large concertation avec les différents acteurs concernés,RTE a mis en place le 31 mars 2003 un mécanisme d'ajustement (MA) qui permet demutualiser les moyens disponibles.

Ce dispositif fonctionne par soumission des offres des acteurs d’ajustement. Toutacteur qui le souhaite peut participer au mécanisme sous réserve qu’il respecte lesrègles validées par la Commission de Régulation de l’Énergie.

Les acteurs soumettent leurs offres d’ajustements. RTE fait appel à ces offres selonles besoins d’ajustement, en fonction des conditions associées (prix, conditionsd’utilisation des offres et contraintes techniques) et en tenant compte desconditions d'exploitation du Système. Les offres activées sont rénumérées au prixd’offre.

Représentant un volume physique brut (hausse et baisse) de l'ordre de 15 TWhannuels, le mécanisme d'ajustement offre ainsi un intérêt mutuel à chaque acteur :

- pour les différents offreurs, valoriser leurs capacités d'effacement ou leurssouplesses de production à la hausse comme à la baisse, tout en fixant tousles paramètres de l'offre (prix, période, conditions),

- pour RTE, assurer en permanence la sûreté du Système et faire émerger un prix deréférence pour le règlement des écarts.

Qu’est-ce qu’une offre d’ajustement ?

Chaque acteur transmet à RTE, en J-1 avant 16 h, un programme de production(programme d'appel ou PA) ou une référence de consommation et soumet, pourchacune de ses entités d'ajustement qu'il souhaite proposer, une offre définie par lesparamètres suivants :

- sens d'ajustement (hausse/baisse),

- période sur laquelle porte l’offre,

- prix éventuellement différent sur des plages horaires définies a priori,

- conditions d'utilisation.

Pour les producteurs, le volume de l’offre est implicite : il correspond respectivement àP

max - PA pour l’offre à la hausse, PA - P

minpour l’offre à la baisse.

Pour les consommateurs, l’offre correspond au volume d’effacement ou de sur-consommation possible par rapport à la consommation prévue.

Pour les autres acteurs, le volume de l’offre -à la hausse ou à la baisse- est exprimé demanière explicite.

Soumission des offres d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement fonctionne en continu (24h/24) pour la transmissiondes offres à RTE (nouvelles offres, modification ou suppression d'offres soumisesprécédemment) et de manière séquencée pour la prise en compte des offres, surla base de guichets répartis sur la journée J. Chaque clôture de guichet est suivied’une période de neutralisation s'appliquant aux redéclarations d’offres. Surcette période, une offre ne peut être :

- activée par RTE,

- retirée ou modifiée par l’offreur.

Chaque acteur d’ajustement s'engage à ne pas proposer l'énergie mise à dispositionpar les différentes offres à un autre acteur et RTE s'engage à prendre en compte et àrespecter toutes les conditions d'utilisation déclarées de ces offres.

Mobilisation des offres d’ajustement

RTE mobilise les offres, en J-1 ou en temps réel, pour l’une au moins des causessuivantes :

• P = C, pour rétablir l'équilibre offre demande global France ;

• Réseau, pour résoudre une congestion sur le réseau national, sur le réseaurégional ou sur une interconnexion internationale ;

• Services Système, pour reconstituer les minima requis en réserve primaire etsecondaire ;

• Marge, pour restaurer la marge d’exploitation au niveau requis pour les diverses échéances futures.

216©RTE 2004

217




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Le programme d'appel modifié par les demandes d'ajustement de RTE, tant en J-1qu'en temps réel, et éventuellement par des redéclarations des acteurs, devientle programme de marche.

L'ajustement est, quantitativement, la différence entre les deux puissances(programme de marche PM et d’appel PA).

Insuffisance d’offres d’ajustement

La disponibilité d’un volume suffisant d’offres à la hausse et à la baisse pour le respectdes niveaux de marges requis et la résolution des congestions réseau est vérifiée parle CNES et les URSE en J-1 et en temps réel.

En cas d’insuffisance d’offres, RTE alerte les acteurs d’ajustement selon des modalitésdécrites dans les règles dédiées (tous les acteurs pour les marges, certains pour lescongestions réseau) :

218©RTE 2004

- échéance supérieure à 8 heures : message d’alerte sur le MA, par lequel RTEsollicite des offres complémentaires ;

- échéance inférieure à 8 h : message "Notification de passage (du MA) enfonctionnement dégradé", éventuellement précédé ou suivi de l’envoi -via leSAS- de l’ordre de sauvegarde "Alerte situation critique pour margeinsuffisante" en cas de non respect du niveau de marge à la hausse requisà une échéance donnée (8 h, 2 h, 15 min). RTE peut alors mobiliser, audelà d’éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles.

219



©RTE 2004

A.1.6.1 NÉCESSITÉ DE PLANS DE PROTECTION

A.1.6.1.1 Origine et nature des défauts

Les ouvrages de transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent êtreaffectés au cours de leur fonctionnement d’un certain nombre de défauts d’iso-lement. On classe habituellement les causes de défauts en deux catégories :origine externe et origine interne.

Dans le premier cas, il s'agit des causes naturelles ou accidentelles indépen-dantes du réseau. On distingue deux grands types de causes externes :

• les perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, …), quisont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes ;

• les causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étran-gers (branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues,engins de terrassement, …), pollution.

Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau lui-même. Les causes internes sont principalement les avaries de matériels(lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs, ...)engendrées par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants, etles manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaineou matérielle.

Un défaut a pour conséquence, dans la très grande majorité des cas, l'apparitiond'un courant de court-circuit qui doit être éliminé par la mise hors tension del'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents compo-sants du réseau constituent, vis-à-vis de la clientèle, la principale cause d'inter-ruption de fourniture d'énergie électrique.

Quelle qu’en soit la cause, un défaut peut être de deux natures diffé-rentes : il est dit fugitif si, après un isolement de courte durée, l’ouvrageconcerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'isola-teurs dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent

lorsqu’il s’accompagne d’une avarie (ou d’une présomption d’avarie) de maté-riel nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise enservice de l’ouvrage.

Les ouvrages de transport subissent de l’ordre de 10 000 à 12 000 courts-cir-cuits par an, dus très majoritairement aux conditions météorologiques : envi-ron 60 % pour la foudre et un peu plus de 20 % pour le givre, la neige collante,la pluie, le vent, la pollution saline, …). Les avaries de matériels interviennent àhauteur de 2 %, le reste étant dû à des causes diverses (contacts avec la végé-

©RTE 2004220

RTE - Vue intérieure d’un bâtiment de relayage 400 kV

Les systèmes de protection sont regroupés

dans des bâtiments de relayage

situés à proximité des installations HTB.

©RTE 2004221



tation et les animaux, incidents dont l’origine est chez les utilisateurs, actes demalveillance, aléas de cause inconnue).

Au delà des causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 kmd’ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l’ordre de 2-3 en400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 15-20 en 63 kV.

A.1.6.1.2 Courants de court-circuit

Les courants de court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonc-tionnement du Système. Ils provoquent en effet :

- des chutes de tension (creux de tension) sur le réseau, dont l’amplitude et ladurée sont fonction de la forme -monophasée ou polyphasée- des défauts,de leur emplacement, ainsi que des temps d’élimination ;

- des contraintes d’échauffement et des efforts électrodynamiques au niveaudes matériels qui peuvent avoir des effets destructeurs si les limites detenue du matériel sont dépassées ;

- des contraintes dynamiques (en particulier, d’accélération) au niveaudes groupes de production.

Vis-à-vis de ces différentes contraintes, la durée des défauts est déterminanteet les temps d’élimination doivent être parfaitement maîtrisés.

A.1.6.1.3 Élimination des défauts

Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, il faut mettre l'ouvrageconcerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au restedu réseau. Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenche-ment des appareils HTB concernés sont assurées par des dispositifs particuliers :les protections contre les défauts.

La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûre-

té du Système.

On attend des protections un fonctionnement sûr (pas de défaillance ni d’in-tempestif), sélectif (déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'éli-mination du défaut) et rapide (pour minimiser les contraintes sur le matérielet préserver la stabilité des groupes de production).

©RTE 2004

Comme indiqué sur le schéma ci-dessus, les ouvertures sont limitées

aux deux disjoncteurs de la ligne en défaut : l’élimination est dite "sélective".

L'ensemble des protections d'un réseau constitue un "système de protection".Les systèmes de protection se déclinent en différents paliers techniques : Plan75, Plan 83, Plan 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas de défaillanced'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; cesecours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement desprotections, …), soit à distance par les protections des autres ouvrages duréseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité,…) suivant la nature du réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux derépartition, ...

Exemple d’élimination en secours : cas d’un secours éloigné ;

on notera la perte de sélectivité avec ce type de secours.

Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexeque celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligned'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

En 400 kV, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour nepas compromettre la stabilité des groupes. Le système de protection fait appel àdes protections électroniques ou numériques associées à des asservissementsentre postes (accélération de stade, par exemple). Les temps limites d'élimina-

tion des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjonc-teurs compris (50 ms), sont de l'ordre de :

- défauts lignes : 70 à 110 ms,

- défauts barres : 140 ms pour les postes ouverts, 100 ms pour les postes blindés.

- défauts avec défaillance d'un disjoncteur : 190 à 270 ms.

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En 225 kV, les équipements de protections électromécaniques tendent à dispa-raître au profit de l'électronique dans le cadre des programmes de renouvelle-ment, que cela soit au titre des contraintes de stabilité (postes proches desgroupes) ou au titre de la vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes(téléactions, ...), nécessaires dans le cas des postes proches, tend à se dévelop-per pour les autres installations (prise en compte de contraintes de qualité defourniture). Les temps maximaux d’élimination des courts-circuits triphasés

francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (70 ms), sont de

l’ordre de :

- défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms engénéral pour les autres postes (< 250 ms si téléactions),

- défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", de 600 à 800 ms pourles autres.

En HTB1, les systèmes de protection font encore largement appel à l’électro-mécanique ; les programmes de renouvellement conduisent à leur remplace-ment par des matériels de nouvelle technologie au titre de la qualité de fourni-ture ou au titre de la vétusté. En zone sensible, des asservissements entrepostes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d’élimination sont du

même ordre de grandeur que ceux adoptés en 225 kV pour les "postes non

proches".

A.1.6.2 PROTECTION DES LIAISONS DU RÉSEAU

DE TRANSPORT CONTRE LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT

Compte tenu des schémas d’exploitation des réseaux de transport à haute ettrès haute tension, on ne peut se contenter d’utiliser de simples relais d’inten-sité, tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le maillage du réseau imposeun système de protection plus sophistiqué pour tenir compte des différentsapports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant :

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Toutes les protections détectent et localisent le défaut :

- les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l’ouvrage qu’elles protè-gent et n’ordonnent pas immédiatement le déclenchement ;

- les PXB localisent le défaut sur l’ouvrage qu’elles protègent et ordon-nent l’ouverture des extrémités de la ligne B.

Pour les lignes du réseau de transport, le système de protection répond à la

triple exigence de sûreté de fonctionnement, sélectivité et rapidité. Cela sup-pose la redondance matérielle, voire la complémentarité fonctionnelle, deséquipements utilisés au niveau de chaque départ (critère de sûreté de fonc-tionnement) et, selon le besoin, la mise en œuvre d'un système d'échange d'in-formations entre les protections des deux extrémités de l'ouvrage (critères derapidité et de sélectivité) ; on parle, dans ce dernier cas, de téléprotection.

On distingue deux grands types de protections :

• les protections utilisant des critères locaux élaborés à partir de la mesu-

re des courants et / ou tensions au niveau de chaque départ : ce sont lesprotections de distance qui permettent de situer l'emplacement dudéfaut par mesure de l'impédance à partir des réducteurs de mesure dudépart, qui déterminent l’emplacement des défauts et délivrent enconséquence ordres de déclenchement et téléactions ;

• les protections utilisant comme critère la comparaison de grandeurs

électriques aux extrémités de l'ouvrage : les deux principales sont lesprotections différentielles de ligne (différence de courant) et les protections

à comparaison de phases (écart de phase tension/courant).

A.1.6.2.1 Principe d'une protection de distance.

Avantages et inconvénients

Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous : d’une part,pour les défauts entre phases et, d’autre part, pour les défauts phase-terre.

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La localisation du défaut est réalisée au niveau de la protection par deuxmesures de distance : la première couvre généralement 80 % de la longueur dela ligne, la seconde 120 %.

- La première, compte tenu des erreurs propres de mesure et des impréci-sions de la connaissance des caractéristiques de l'ouvrage, permet d'iden-tifier le défaut de façon sûre sur l'ouvrage et de procéder au déclenche-ment immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1er stade".

- La seconde permet de couvrir le reste de l'ouvrage, mais a une portée qui vaau-delà des barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, lesdéparts qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour êtresélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éli-minés par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et élimi-né en "2ème stade".

Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder(dans l’autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes).

• Avantages : Cette protection détecte les défauts au-delà de l'ouvrage concer-né et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secourspour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défautslignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protec-tion). On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".

• Inconvénients : Elle est en revanche relativement lente en 2ème stade. Cetinconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d’informationentre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; onparle alors d'accélération de stade.

De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint seslimites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recoursau mode d'asservissement particulier dit à verrouillage.

stade - Départ

A.1.6.2.2 Principe des protections différentielle et à comparaison de phase -

Avantages et inconvénients

La protection différentielle de ligne (schéma de gauche) calcule l’écart entre lesvaleurs de courant mesurées aux deux extrémités de la ligne et le compare à unseuil prédéfini. En cas de dépassement, il y a déclenchement.

La protection à comparaison de phase (schéma de droite) fonctionne sur lemême principe mais la détection porte sur l’écart de phase entre tension et cou-rant aux deux extrémités de la ligne.

• Avantages : Outre leur insensibilité aux courants de transit, ces protections présentent l'avantage d'une meilleure sélection de la (ou des) phase(s) en défaut, enparticulier sur les files de lignes à deux circuits (cas de défauts affectant simulta-nément les deux circuits). De plus, la protection différentielle permet une protec-tion efficace des lignes comportant des piquages.

• Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts exté-rieurs et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être asso-ciées obligatoirement à une protection de distance.

Par ailleurs, elles nécessitent des circuits de transmission spécifiques à hautesperformances, notamment en terme de disponibilité (qui peuvent eux-mêmesconstituer un mode commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résultelimite son emploi au réseau 400 kV et aux liaisons souterraines.

A.1.6.2.3 Limites d'emploi de ces protections

Le domaine d'action des protections de distance, des protections différentiellesou à comparaison de phase est limité à l'élimination des défauts peu résistants(résistance de défaut inférieure à 30 ). Pour l'élimination des défauts résis-tants, on utilise des protections spécifiques dont le principe est la mesure de lapuissance homopolaire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes,ce qui est admissible car ce type de défauts est moins contraignant.

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A.1.6.2.4 Types d'équipements et performances

pour les différents niveaux de tension

Le tableau ci-dessous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsique les performances moyennes (temps de fonctionnement des disjoncteurscompris).

Il indique le mode de redondance retenu de façon à assurer la sûreté de fonc-tionnement. La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée,mais est prévue de façon systématique.

A.1.6.3 PROTECTION DES BANCS DE TRANSFORMATION

Schématiquement, un banc de transformation THT/HT comporte :

• le transformateur lui-même et ses équipements associés :

- le changeur de prise en charge (CPEC),

- le transformateur de point neutre (TPN), permettant de recréer un pointneutre HT en cas de couplage étoile-triangle,

- la réactance de mise à la terre (RPN) du point neutre THT ou du point neutre HT,

- le transformateur de services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliairesdu poste. Il est raccordé, soit au tertiaire du transformateur, soit au secon-daire du TPN (transformateur étoile-triangle),

• la liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et letransformateur,

• la liaison secondaire, comprise entre le secondaire du transformateuret les réducteurs de mesure installés côté HT.

La protection du banc de transformation fait l’objet de dispositions spécifiquescoordonnées avec la protection des lignes et des jeux de barres des postes. Ellese décompose selon les trois sous-ensembles suivants.

A.1.6.3.1 Protection du transformateur et des équipements associés

La protection du transformateur est assurée selon les principes suivants :

- protection Büchholz, qui est destinée à éliminer les défauts dans le trans-formateur en détectant les mouvements d'huile ou la présence de gaz,consécutifs à un amorçage interne,

- protection masse cuve, qui complète la précédente et détecte un amor-çage interne ou externe entre un élément sous tension et la cuve du trans-formateur par mesure du courant circulant dans la mise à la terre de lacuve (ce qui impose que la cuve soit isolée du sol par des cales isolantes).

La protection des équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par deséquipements séparés du même type que ceux qui protègent le transformateur :protection Büchholz, protection masse cuve ou relais de courant de neutreselon les cas.

Schéma banc de transformation

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A.1.6.3.2 Protection de la liaison primaire

La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas deprotection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tantque défauts barres.

A.1.6.3.3 Protection de la liaison secondaire

Quel que soit le plan, les protections associées à la liaison secondaire assurentplusieurs fonctions :

- protection principale de la liaison secondaire,

- protection en secours de la liaison secondaire,

- protection de secours côté THT (élimination de l'apport du transforma-teur à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement du transfor-mateur en secours de la protection principale de barres THT ou pour undéfaut THT mal éliminé,

- protection de secours côté HT (destinée à éliminer l'apport du transfor-mateur à un défaut HT),

- protection de débouclage HT (action sur le disjoncteur de couplage HT).

A.1.6.3.4 Performances des protections des transformateurs

Le tableau ci-dessous rappelle, pour les différents plans, les performances desdifférentes protections de barres utilisées sur les transformateurs (temps defonctionnement en millisecondes, ouverture du disjoncteur comprise) :

A.1.6.3.5 Reprise de service

Afin de faciliter l'analyse préalable à la reprise de service après déclenchementd'un transformateur, les informations relatives aux causes de déclenchementont été classées selon trois niveaux :

• Défaut certain : le défaut est sur le banc de transformation et toute tentati-ve de remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement parBüchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle de liaison secondaire(ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximumd'intensité courant tertiaire.

• Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc de trans-formation et l’on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise soustension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçaged'un éclateur de borne) ou par protection de secours THT.

• Défaut extérieur : le défaut est externe au banc de transformation et il estnormal de tenter une remise sous tension du transformateur. Il s'agit d'undéclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défaillance disjoncteur, pro-tection de secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN.

A.1.6.4 PROTECTION DES JEUX DE BARRES

DES POSTES DU RÉSEAU DE TRANSPORT

On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'in-térieur de la zone délimitée par les transformateurs de mesure de courant quiéquipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres".

Outre leur incidence sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrementcontraignants pour la stabilité des réseaux en THT, et pour la qualité de l'ali-mentation de la clientèle sur les réseaux de répartition THT et HT. Aussi, des sys-tèmes de protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiserle tronçon de barres en défaut et procéder à sa mise hors tension. Leurs per-formances sont adaptées selon les rôles de chaque réseau : interconnexion,répartition, ...

De façon générale, le système utilisé pour l'élimination des défauts barres surles réseaux THT est constitué :

• d'une protection différentielle de barres, réalisant l'élimination dudéfaut par ouverture locale, au poste concerné, des couplages et tronçonne-ments délimitant le tronçon de barres en défaut et des disjoncteurs desdéparts aiguillés sur ce tronçon de barres ;

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• d'une protection de débouclage de barres, intervenant en secours et réa-lisant la séparation du tronçon de barres en défaut par rapport au reste duposte (débouclage des barres), complétée par le fonctionnement en deuxiè-me stade naturel des protections de distance des départs encadrant le tron-çon de barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale du défaut.

Le principe de fonctionnement de ces systèmes est présenté ci-après.

A.1.6.4.1 Protection différentielle de barres

La protection différentielle de barres réalise la somme des courants sur les dif-férents tronçons de barres du poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle,il y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale des dis-joncteurs des départs alimentant le tronçon de barres en défaut ainsi que desdisjoncteurs de couplage ou de tronçonnement l’encadrant. Cette fonction estréalisée par un équipement unique centralisé, indépendant des protections desdéparts.

Schéma de principe de la protection différentielle de barres

En cas de défaut barres, la protection différentielle ne fait déclencher que lesdisjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection diffé-rentielle de barres doit donc connaître le schéma électrique du poste. Elle utilisepour cela les positions des sectionneurs d’aiguillage des différents départs.

A.1.6.4.2 Protection de débouclage de barres

L’élimination du défaut est réalisée en deux étapes :

1) ouverture, dans le poste en défaut, du disjoncteur de couplage pour"déboucler" les barres et isoler ainsi la barre en défaut du reste du poste ;

2) ouverture, dans les postes encadrants, des départs alimentant toujoursle défaut.

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RTE - Nouveau palier de contrôle-commande numérique des postes transport (ELECTRE)

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A.1.6.4.3 Protection de supervision

La protection de supervision est une protection de débouclage de barres parti-culière, utilisant, pour assurer la fonction débouclage, une protection différen-tielle simplifiée prenant en compte uniquement la somme des courants traver-sant les départs indépendamment de leurs aiguillages.

Cette protection, utilisée uniquement en 400 kV pour la protection de secoursdes postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapide qu'une protec-tion de débouclage classique.

A.1.6.4.4 Mise en œuvre et performances

Le tableau ci-dessous rappelle les performances des protections de barres utili-sées sur les différents niveaux de tension (temps d'ouverture du disjoncteur com-pris : 50 ms en 400 kV et 50 à 80 ms en 225 kV). Les protections principales sontnotées "Pp" et les protections de secours "Ps".



À noter, le cas particulier des postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui,en principe, sont équipés d’une protection différentielle de barres quel quesoit leur niveau de tension.

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RTE - Travaux héliportés sur une ligne THT

Annexe 2Les politiques de RTE

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A.2.1 La politique "Sûreté du système électrique"

A.2.2 La politique "Qualité"

Annexe 2Les politiques de RTE

22AA

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Renault - Usine de Flins

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Annexe 2 - Les politiques de RTEAAu bénéfice de l’ensemble des acteurs, la direction de RTE définit et s’engage àmettre en œuvre des politiques, dont deux concourent particulièrement à la sûretédu Système :

• la politique "Sûreté du système électrique",

• la politique "Qualité".

Ces politiques sont reproduites ci-après, dans leur version en cours d’application.

A.2.1 LA POLITIQUE "SÛRETÉ DU SYSTÊME ÉLECTRIQUE"(version signée par le Directeur de RTE le 27 novembre 2003)

La maîtrise de la sûreté de fonctionnement du système électrique est au cœur desresponsabilités confiées à RTE. Elle se définit comme l’aptitude à :

• Assurer le fonctionnement normal du système électrique,

• Limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents,

• Limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.

La maîtrise de la sûreté s'inscrit dans un contexte en évolution constante etmarqué par :

• le maillage et la complexité du système électrique : RTE, responsable de la sûre-té en toutes circonstances, doit assurer une forte coordination de tous les acteursproducteurs, distributeurs et consommateurs en France, pour prévenir et maîtri-ser les grands incidents ;

• un grand nombre d'acteurs, dans un marché ouvert : le souci conjugué de la per-formance économique de tous et de la sûreté requiert, outre un cadre réglemen-taire adapté, la contractualisation des contributions ;

• la multiplication des transactions internationales et la réduction de la lisibili-té des échanges physiques liée au développement des marchés infrajourna-liers : un haut niveau de coordination entre RTE et les GRT étrangers est indis-pensable pour éviter la propagation d’incidents de grande ampleur.

La sûreté repose sur la défense en profondeur, dont la mise en œuvre implique lesdomaines matériel (structure du système électrique et performances de ses compo-sants) et organisationnel (assurance de la qualité, management du facteurhumain, formation, référentiel d'exploitation, retour d'expérience).

Les actions de RTE s'articulent autour des thèmes majeurs suivants :

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UN RÉFÉRENTIEL SÛRETÉ CONNU ET APPLIQUÉ

- révisé et complété régulièrement pour tenir compte des évolutions tech-niques, contractuelles et institutionnelles, il fait l’objet de retours d'expérien-ce organisés de façon systématique pour s'assurer de son application et deson efficience ;

- décliné ou transposé par les Unités ;

- porté dans les animations de métiers ;

- appliqué par des exploitants formés en centralisé et en Unité ;

DES CONTRATS SOCLES DES RELATIONS AVEC LES ACTEURS EXTERNES

CONTRIBUTIFS A LA SÛRETÉ

- conclus en intégrant les besoins du système électrique pour la sûreté et enprécisant les engagements de chaque partie et leurs modalités de contrôle ;

- suivis pour s'assurer du respect des engagements ;

DES RETOURS D’EXPÉRIENCE, DES CONTRÔLES DES PERFORMANCES, DES AUDITS SÛRETÉ

- actions fondamentales de la boucle d’amélioration des processus qui por-tent la sûreté ;

DES BILANS ANNUELS DE SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

- jalon permettant d’avoir aux niveaux national et régional une vision d’en-semble de toutes les composantes de la sûreté et de communiquer tant eninterne qu’à l’externe sur le niveau de sûreté atteint.

Le Directeur de RTE s'engage à mettre en œuvre cette politique pour dévelop-per la culture de sûreté et maintenir le niveau de sûreté du système électriquefrançais.

A.2.2 LA POLITIQUE "QUALITÉ"(version signée par le Directeur de RTE le 24 février 2004)

Le marché européen de l’électricité est en rapide évolution. Les attentes desutilisateurs du Réseau Public de Transport français, clients de RTE, sont deve-nues très fortes.

RTE a défini son projet pour l’avenir. Il a la volonté d’apporter à tous ses clients lesservices qu’ils attendent, dans le respect des obligations réciproques. Il vise à leurgarantir un accès sûr et économique au réseau, dans des conditions de transparen-ce, de confidentialité et de non-discrimination.

238

Annexe 2 - Les politiques de RTEA

©RTE 2004239

Annexe 2 - Les politiques de RTE ARTE ambitionne d’être reconnu par les acteurs du marché de l’électricité commele Gestionnaire de Réseau de Transport de référence en Europe pour sa capacitéà satisfaire les attentes de ses clients et pour l’efficacité de sa gestion techniqueet économique.

Cette démarche de progrès ambitieuse, intégrant toutes les obligations contrac-tuelles, réglementaires et légales, placée dans un contexte de réduction descoûts, se fonde sur trois axes complémentaires :

• la volonté première de satisfaire nos clients par le respect de nos engage-ments, l’écoute active de leurs attentes et l’amélioration de la qualité des ser-vices que nous leur offrons,

• l’optimisation de la performance de notre patrimoine que constitue le réseaude transport, en tenant compte des exigences environnementales,

• la mobilisation au quotidien de chaque acteur de RTE, car la qualité estl’affaire de tous.

La qualité concrète de nos prestations, perçue et vérifiée au quotidien, est unepriorité pour RTE et un gage de notre réussite. Notre volonté est que 85 % de nosclients expriment leur satisfaction dans les trois prochaines années et que 20 %d’entre eux se montrent même très satisfaits.

La réussite de cette ambition et l’atteinte des objectifs qui la déclinent, s’appuientsur un pilotage de tous les processus et filières métiers concernés qui soit effica-ce, fondé sur une analyse des risques et des enjeux et porteur d’améliorationcontinue.

RTE place son Système de Management de la Qualité, de la Sécurité et del’Environnement sous le regard externe en maintenant, pour l’ensemble de sesactivités et implantations, la certification selon la norme internationale ISO 9001 :2000.

Le Directeur de RTE et les membres de l’équipe de Direction organisent l’amélio-ration de l’efficacité du Système de Management de la Qualité, de la Sécurité, etde l’Environnement. Le chef de la Mission Qualité - Sécurité - Environnement,garant de son architecture, en assure l’animation.

La réussite de cette démarche repose sur l’implication de tout le management etla mobilisation au quotidien de tout le personnel de RTE.

La bonne application de la politique qualité est vérifiée au travers du suivi d’uncertain nombre d’indicateurs de performances, comme par exemple : le taux desatisfaction des clients, le nombre d’ESS (sûreté de fonctionnement), le temps decoupure équivalent, le coût du kilowattheure transporté, …

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Ligne 2 x 400 kV reliant Albertville (France) à Rondissone (Italie)

L’interconnexion internationale au profit de tous :

• des secours entre réseaux voisins,

• une mutualisation de la réserve primaire

de fréquence.

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A.3.1 Historique

A.3.2 ETSO

(European Transmission

System Operators)

A.3.3 UCTE

(Union pour la Coordination

du Transport d’Électricité)

Annexe 3Les associations internationalesde Gestionnaires de Réseauxde Transport

Annexe 3Les associations internationalesde Gestionnaires de Réseauxde Transport

33AA

242©RTE 2004

Les zones synchrones

du système électrique européen

La Danemark est membre associé de l'UCTE.Le Maghreb est interconnecté en synchrone avec la zone UCTE 1.L’ Albanie est interconnectée en synchrone avec la zone UCTE 2.

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AA.3.1 HISTORIQUE

L’interconnexion des grands réseaux électriques en Europe s’est développéedepuis l’après-guerre jusqu’à nos jours sous l’égide de l’UCPTE (Union pour laCoordination de la Production et du Transport de l’Électricité).

Ce développement s’est réalisé pour profiter des avantages de l’interconnexion :

- utilisation plus efficace de l’énergie primaire grâce aux possibilités de trans-port international qui permettent de jouer sur la complémentarité des parcs de production ;

- économies d’investissement et d’exploitation grâce à la possibilité de se-cours mutuels qui permet une réduction de la puissance de réserve pourchaque partenaire ;

- augmentation de la sûreté de fonctionnement des différents systèmes inter-connectés.

Il s’est accompli dans un esprit de coopération entre compagnies d’électricitéverticalement intégrées, c’est-à-dire ayant à la fois des activités de production,de transport et de distribution.

La Directive européenne 96/92/EC a bouleversé le paysage du secteur élec-trique en :

- imposant aux entreprises intégrées une séparation de leurs activités de pro-duction, de transport et de distribution,

- donnant à certains consommateurs la possibilité de choisir leur fournisseur où qu’il se trouve en Europe.

Ces dispositions ont mis l’électricité au rang de bien de consommation banali-sé, négociable comme tout autre produit, et les entreprises qui exerçaient leursactivités dans des monopoles légaux ou naturels doivent désormais évoluerdans un marché concurrentiel à l’échelle européenne.

De nouveaux acteurs sont apparus sur ce marché, de grands groupes de ser-vices, des traders, des bourses, qui en ont modifié les règles et qui ont créé denouvelles exigences vis-à-vis de la gestion du système électrique. Parmi cesnouveaux acteurs, sont apparus les Gestionnaires des Réseaux de Transport(GRT), qui doivent :

- veiller en permanence à l’équilibre entre l’offre et la demande et gérer lesflux sur le réseau de transport pour assurer la sûreté du système électrique ;

- exploiter, maintenir et développer ce réseau ;

Annexe 3 - Les associations internationales de

Gestionnaires de Réseaux de Transport

244©RTE 2004

Pays membres de l’ETSO

A : AutricheB : BelgiqueCH : SuisseCZ : Rép. tchéqueD : AllemagneDK : DanemarkE : EspagneF : France

GB : GrandeBretagne

GR : GrèceH : HongrieI : ItalieIRL : Rép.

d’IrlandeL : Luxembourg

N : NorvègeNL : Pays-BasP : PortugalPL : PologneSK : SlovaquieSLO : Slovénie

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Gestionnaires de Réseaux de TransportA- garantir à tous les acteurs du marché un accès non discriminatoire à ce

réseau.

On attend d’eux également qu’ils contribuent fortement à créer les conditionsd’un marché fluide et compétitif.

Ce bouleversement a eu les conséquences suivantes :

- l’UCPTE s’est transformée en UCTE (Union pour la Coordination du Trans-port de l’Électricité) ;

- une nouvelle association s’est créée en juillet 1999, ETSO (European Transmis-sion System Operators), pour constituer une force de proposition vis-à-vis de la Commission Européenne et du Conseil Européen des Régulateurs.

L’UCTE, qui est désormais une association de gestionnaires de réseaux detransport, s’est recentrée sur les aspects techniques du fonctionnement inter-connecté des réseaux, ainsi que sur l’extension du système synchrone.

L’ETSO travaille sur les mécanismes susceptibles de créer un marché uniqueeuropéen de l’électricité.

A.3.2 ETSO (EUROPEAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS)

Les gestionnaires de réseaux de transport, conscients de la nécessité d’harmo-niser les règles d’accès aux réseaux au niveau européen, se sont regroupés en1999 pour constituer une force de proposition vis-à-vis de la CommissionEuropéenne et du Conseil Européen des Régulateurs.

Les premiers travaux de cette association ont porté sur :

- un mécanisme de compensation pour les transits internationaux,

- la gestion des congestions sur les lignes d’interconnexion,

- les échanges de données nécessaires à la sûreté du système électrique.

A.3.2.1 Le mécanisme de compensation

Il repose sur le fait que les transits internationaux génèrent des coûts (pertessur le réseau, amortissement des investissements réalisés pour interconnecterles réseaux, exploitation et maintenance) et qu’il faut fournir les signaux éco-nomiques adéquats aux acteurs du marché.

246©RTE 2004

A : AutricheB : BelgiqueBG : BulgarieBiH : Bosnie

HerzégovineCH : SuisseCZ : Rép. tchéqueD : AllemagneE : Espagne

F : FranceFYROM : MacédoineGR : GrèceH : HongrieHR : CroatieI : ItalieL : LuxembourgNL : Pays-BasP : Portugal

PL : PologneRO : RoumanieSCG : Serbie et

MonténégroSK : SlovaquieSLO : Slovénie

Pays membres de l’UCTE

Membre associé : DK : Danemark

247©RTE 2004

ALa solution qui a été mise en application en mars 2002 repose sur les principessuivants :

- un mécanisme indépendant de la distance (et du nombre de frontières inter-GRT traversées) qui sépare le point d’injection du point de soutirage,

- un mécanisme compatible avec les tarifications nationales,

- une rémunération des GRT fondée sur les flux physiques mesurés ex-post,qui donne lieu à une compensation entre GRT.

A.3.2.2 La gestion des congestions

ETSO a étudié les différents mécanismes et a conclu qu’il n’existait pas de solu-tion universelle, chaque solution devant être adaptée aux structures de marchédes pays concernés. Toutefois, les solutions doivent reposer sur des méca-nismes de marché ou la mise aux enchères des capacités de transport.

Les GRT mettent en œuvre des solutions de manière bilatérale ou multilatéraleadaptées aux liaisons qui les concernent.

A.3.2.3 Les échanges de données

L’augmentation prévisible du nombre d’échanges internationaux rend d’autantplus difficile la maîtrise de la sûreté du système européen. Le besoin d’échan-ger des données devient vital pour prévoir et calculer les flux physiques géné-rés par les échanges commerciaux.

A.3.3 UCTE (UNION POUR LA COORDINATION DUTRANSPORT DE L’ÉLECTRICITÉ)

Les grands domaines d’activité de l’UCTE sont :

- l’élaboration des règles communes pour le fonctionnement du réseau inter-connecté européen en vue de sa pleine disponibilité pour le marché,

- l’analyse prospective des grands équilibres offre-demande d’électricité au ni-veau européen dans le cadre de la sécurité d’approvisionnement.

Le corps des règles communes est en cours de refonte dans un manuel d’ex-ploitation ("Operational Handbook"), qui sera la base d’un contrat multilatéralentre tous les GRT membres de l’UCTE et qui portera essentiellement sur :

- le réglage fréquence-puissance,

- la programmation des échanges et la mise en œuvre du rattrapage des écarts involontaires,



248©RTE 2002

RTE - Station de conversion courant alternatif-courant continu de Mandarins

(extrémité côté français de l’InterconnexionFrance-Angleterre (IFA) 2 000 MW)

- la sécurité d’exploitation,

- la préparation de l’exploitation,

- les procédures en cas de situation très tendue,

- la déontologie pour les échanges de données entre GRT,

- la formation.

L’UCTE doit faire face à de nouveaux défis :

- contribuer à la création d’un marché unique, qui impose de renforcer lesinterconnexions entre pays ;

- reconnecter les deux zones UCTE, séparées suite à la guerre en ex-Yougoslavie ;

- donner des réponses aux demandes d’interconnexion en synchrone au sys-tème UCTE.

En ce qui concerne les demandes d’interconnexion, les dossiers suivants sontà l’étude :

- connexion de l’ensemble Libye, Égypte, Jordanie, Liban, Syrie au bloc duMaghreb,

- connexion de la Turquie,

- connexion du bloc des Républiques indépendantes de l’Est.

A

249©RTE 2004

Annexe 3 - Les associations internationnales de


250©RTE 2004

Barrage de Puylaurent

©RTE 2004

A.4.1 Introduction

A.4.2 France : incident du 19 décembre 1978

A.4.3 France : incident du 12 janvier 1987

A.4.4 Québec : incident du 18 avril 1988

A.4.5 Italie : incident du 24 août 1994

A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l’été 1996

A.4.7 Les grandes pannes de l'année 2003

Annexe 4Les grands incidentsà travers le monde

251

Annexe 4Les grands incidents à travers le monde

44AA

©RTE 2004252

EDF - CPT de Cordemais

©RTE 2004253

Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le mondeAA.4.1 INTRODUCTION

La sûreté de fonctionnement des systèmes électriques constitue un enjeu per-manent. En dépit des lignes de défense existant au niveau des différents sys-tèmes électriques, ceux-ci ne sont pas à l’abri d’incidents généralisés, condui-sant à des délestages de clientèle de grande ampleur.

L’incident ayant affecté le système français le 19 décembre 1978, où 75 % de laconsommation nationale furent perdus, est encore dans les mémoires. Cet inci-dent, certes ancien, est le plus grave qu’ait connu EDF depuis la fin de la pério-de de pénurie de l’après-guerre.

Moins d’une décennie plus tard, l’incident du 12 janvier 1987, initié par lesdéclenchements successifs des groupes de production de Cordemais, près deNantes, où l’alimentation de l’Ouest de la France fut interrompue, est venu rap-peler les exploitants des systèmes électriques à la vigilance.

Depuis, plusieurs autres incidents généralisés se sont produits de par le mondeet ont privé d’électricité des millions de clients. On peut notamment citer lesgrandes pannes ayant touché le Québec en 1998, la moitié sud de l’Italie en1994, l’ouest des États-Unis en 1996 et, plus récemment, les incidents qui ontaffecté en 2003 l’est des États-Unis et du Canada d’une part, le sud de la Suisseet toute l’Italie d’autre part.

Ces événements nous rappellent comment des anomalies plus ou moins im-portantes du système de défense peuvent se conjuguer pour compromettregravement la sûreté du Système, en raison des quatre phénomènes décrits au§ 2.3 et souvent de leur combinaison :

- cascade de surcharges,

- écroulement de tension,

- écroulement de fréquence,

- rupture de synchronisme.

L’analyse du déroulement de quelques-uns de ces grands incidents permetd’illustrer ces phénomènes et de mieux comprendre leur origine.

Bien que les systèmes de défense et les dispositions prises par les diversescompagnies différent, l’examen détaillé de ces incidents et de la succession desévénements ayant conduit à l’écroulement total ou partiel du réseau, est géné-ralement riche d’enseignements sur les dysfonctionnements qui ont pu s’opé-rer sur les lignes de défense mises en place, ainsi que sur les améliorationsqu’il convient d’apporter.

©RTE 2004254

Partie du réseau français encore sous tension

le 19 décembre 1978 à 8 h 26

immédiatement après le premier effondrement

Évolution de la tension sur le réseau 400 kV

de l’ouest de la France

lors de l’incident du 12 janvier 1987

©RTE 2004255

AA.4.2 FRANCE : INCIDENT DU 19 DÉCEMBRE 1978 (CASCADE DE SURCHARGES ET

ÉCROULEMENT DE LA MAJEURE PARTIE DU RÉSEAU)

Par temps froid et couvert, la montée de charge s’avère ce jour-là plus rapide etplus importante que prévue (38 500 MW appelés). Le parc de production dispo-nible est utilisé au maximum de ses possibilités (active et réactive) et plus de3 500 MW sont importés des pays voisins, principalement d’Allemagne.L’accroissement de la charge augmente les transits, déjà élevés, de l’Est vers larégion parisienne et les tensions s’avèrent, de ce fait, très basses dans une gran-de partie du réseau (région parisienne, Ouest).

À partir de 8 heures, des surcharges sont constatées sur le réseau et, à 8h06, unealarme "surcharge 20 minutes" apparaît sur la ligne 400 kV Bézaumont-Creneydans l’est de la France. Malgré diverses manœuvres sur la topologie du réseau,cette surcharge ne peut être réduite et la ligne déclenche sous l’action de sa pro-tection à 8h26.

Sur le report de charge, trois lignes 225 kV déclenchent par surcharge. Puis lesquatre groupes de Revin s'effacent (du fait de leur protection de surintensité).Une interconnexion 400 kV avec la Belgique déclenche alors et la tension baisseencore. Le déclenchement (mal expliqué) d'une nouvelle interconnexion 400 kVavec la Belgique s'accompagne d'une chute de tension supplémentaire et de laperte de stabilité d'une grande partie du réseau. Dans la phase suivante, s'en-chevêtrent ouvertures de lignes et déclenchements de groupes (du fait notam-ment de leurs protections à minimum de tension et à minimum de fréquence).Des sous-réseaux isolés se forment, où le bilan production-consommation nepeut être rétabli (délestages insuffisants, pertes de groupes).

75 % de la consommation sont perdus, même si le Sud-Est de la France et desbandes voisines des frontières Nord et Est restent sous tension. De nombreuxgroupes n'ont pas réussi leur îlotage.

Une première reprise trop rapide conduit à un nouvel écroulement du réseau à9h08. Une reprise plus prudente, s'appuyant sur les groupes hydrauliques etl'étranger, permet une reconstitution quasi totale du réseau vers 12 heures. Pourla clientèle, les coupures auront duré entre 30 minutes et 10 heures.

Cet incident, résultant d'une gestion tendue du réseau (transits élevés et tensionsbasses dans certaines zones) et d'une cascade de surcharges, a clairement mon-tré que le plan de défense de l’époque a été débordé : les délestages ont étéinsuffisants, les déclenchements de groupes sont apparus trop tôt sur des cri-tères de minimum de tension et le découpage du réseau a été mal réussi. Lareprise de service également n'a pas été satisfaisante.

De nombreuses actions ont été entreprises, suite à cet incident, afin d'améliorerces divers éléments.


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256©RTE 2004

AA.4.3 FRANCE : INCIDENT DU 12 JANVIER 1987

(EFFONDREMENT DE TENSION ET COUPURES DANS L’OUEST)

Même si la journée du 12 janvier est particulièrement froide (l’"alerte grand froid"a été déclenchée depuis le vendredi précédent), les groupes de production dis-ponibles sont tous démarrés et permettent d'assurer une marge de productionsatisfaisante (5 900 MW) et une tension normale dans l'Ouest (405 kV àCordemais).

C'est alors qu'en moins d'une heure, de 10h55 à 11h42, les groupes 1, 2 et 3 deCordemais tombent en panne pour des causes indépendantes (défaillance d'uncapteur, explosion d'un pôle du coupleur électrique, arrêt à la suite d'un incen-die). Le dernier groupe disponible, qui est suffisant pour maintenir la tension dela zone, déclenche par suite d’un réglage inadapté de la protection de courantrotor maximum et de la perturbation créée par la perte du groupe n° 3.

La perte de la production de Cordemais entraîne, dans la zone, une baisse brusquede la tension, qui atteint 380 kV. Celle-ci se stabilise environ 30 secondes, mais lesrégleurs des transformateurs 225 kV/HT et HTB/HTA, en tentant de rétablir unetension normale, provoquent une remontée de la consommation et la tensionrecommence à baisser rapidement. En quelques minutes, neuf groupes ther-miques proches de la zone déclenchent successivement, engendrant une pertede puissance de 9 000 MW et entretenant le mouvement de baisse de la tension.Des ordres de délestage sont alors envoyés et, à 11h50, la tension se stabilise,mais à un niveau très bas dans l'Ouest, inférieur à 300 kV (cf. page 158 le plan detension sur le réseau 400 kV au moment le plus critique). Devant cette situationtrès précaire, qui met en danger le réseau national, le dispatching décide dedélester 1 500 MW sur la Bretagne et la région d'Angers, ramenant la tension duréseau à son niveau normal.

À partir de 12 heures, la situation étant bien maîtrisée, la remise sous tension duréseau délesté peut être entreprise. Elle sera longue, du fait de la difficulté àrecoupler un nombre suffisant de groupes proches de la Bretagne et de laNormandie, qui ne se sont pas îlotés lors de l'incident. La réalimentation com-plète de ces régions ne s'opérera que dans la nuit, lorsque deux, puis troisgroupes, fonctionneront à Cordemais. Au moment le plus grave, les coupuresauront atteint une puissance de l'ordre de 8 000 MW.

La principale cause de cet incident peut être attribuée à un manque de qualité duréglage de certains composants du Système, en particulier des régulateurs detension et protections associées des groupes de production. Les fonctions cor-respondantes sont désormais traitées sous assurance qualité. L'automatisationde certaines actions (blocage des régleurs), la réduction du temps d'exécutiondes délestages (par le biais du télédélestage) sont également apparues indispen-sables suite à cet incident.


à travers le monde

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A.4.4 QUÉBEC : INCIDENT DU 18 AVRIL 1988 - INDISPONIBILITÉ DU TÉLÉDÉLESTAGE ET

ÉCROULEMENT COMPLET DU RÉSEAU

Toute la journée du 18 avril 1988, une forte tempête s'abat sur la côte nord duQuébec. Le soir, vers 20h10, une série de courts-circuits, dus à la neige et auverglas recouvrant les isolateurs, se produit au poste 735 kV d'Arnaud, occa-sionnant la séparation de la centrale de Churchill-Falls du réseau d'Hydro-Québec. La puissance appelée par le réseau est à ce moment de 18 500 MW(auxquels il faut ajouter 2 600 MW d’exportation vers les réseaux voisins) et lapuissance produite par Churchill-Falls de 3 800 MW.

Les automatismes de sécurité destinés à provoquer des délestages de charge nefonctionnent pas. Dans les secondes qui suivent le début de l'incident, la ligneChamouchuane-Saguenay déclenche. D'autres groupes déclenchent à leur touret l'ensemble du réseau s'effondre comme un château de cartes.

La reprise de charge durera au total plus de 8 heures.

QUÉBEC : 18/4/1988

A Annexe 4 - Les grands incidents

à travers le monde

258©RTE 2004

ALe lendemain matin, à 8h30, un défaut similaire se produit, privant une nou-velle fois le réseau de la production de Churchill-Falls. Heureusement, l'auto-matisme de télédélestage a été réparé pendant la nuit et fonctionne cette foiscorrectement, évitant un nouvel écroulement du réseau. S'il a fallu pratiquer undélestage cyclique de la clientèle de 600 MW pendant cinq heures, celui-ci apermis de circonscrire l'événement.

Le système électrique québécois est certes très différent du système français.Cet incident met néanmoins en évidence le rôle déterminant joué par les actionsde délestage de la clientèle pour limiter l'étendue des incidents majeurs. Cesactions permettent de compléter l'action fondamentale du réglage primaire defréquence installé sur les groupes de production, dont l'objet est de réduire ledéséquilibre entre consommation et production, et d'éviter l'écroulement de lafréquence (et du réseau). Dans de pareils cas, couper très rapidement quelquesclients peut éviter de les perdre tous et faciliter la réalimentation de ceux quel'incident initial avait mis hors tension.

Un incident relativement similaire s'est produit en Égypte le 24 avril 1994 oùl'action beaucoup plus faible que prévu du délestage fréquencemétrique a en-traîné l'écroulement complet du réseau.

A.4.5 ITALIE : INCIDENT DE 24 AOÛT 1994

SÉPARATION DU RÉSEAU ET ÉCROULEMENT AU SUD

L'incident du 24 août 1994, à 11h28, en Italie du Sud s'est produit dans une situa-tion d'exploitation dégradée au cours de laquelle les exploitants avaient décidé dene pas respecter le "N-1" du fait de conditions externes considérées comme pro-pices : période estivale, météorologie favorable.

Les liaisons reliant l'Italie du Sud à l'Italie du Nord (sud de Rome) étaient cons-tituées (cf. carte) :

- d'une ligne 400 kV Latina - Garigliano,

- d'une ligne 400 kV Valmontone - Presenzano,

- d'une ligne 400 kV Villanova - Foggia,

- et d'une ligne 225 kV Popoli - Capriati.

Côté production :

- Ies trois groupes de la centrale de Brindisi Nord (d’une puissance unitaire de300 MW) étaient limités à 220 MW chacun pour des problèmes de températu-re d'eau de refroidissement. La centrale de Brindisi Sud (quatre groupes de600 MW) n'était pas autorisée à fonctionner ;


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- pour les mêmes raisons, la centrale de Rossano (quatre groupes de 300 MW)était limitée à 170 MW par groupe.

Dans la nuit du 23 au 24 août 1994, un transformateur de courant de la ligne à 400kV Latina - Garigliano a explosé à Latina, endommageant les disjoncteurs d'autreslignes 400 kV, notamment ceux des départs vers Valmontone et Rome Ouest. Laligne Rome Sud - Latina était consignée pour travaux.

Dans la journée du 24 août, à 11h28, un incendie sous la ligne Valmontone -Presenzano a entraîné le déclenchement de cet ouvrage. De fortes oscillationsentre le Nord et le Sud de l'Italie ont été constatées. Les lignes 400 kV Villanova -Foggia et 225 kV Popoli - Capriati ont alors déclenché, vraisemblablement parsurcharge ou par perte de synchronisme, entraînant la constitution d'un réseauséparé déficitaire de l'Italie du Sud.

La variation de fréquence à l'intérieur de ce réseau a été de l'ordre de 2 Hz parseconde, voire plus importante, ce qui a vraisemblablement rendu inopéranteune partie des relais de délestage par dérivée de fréquence et conduit à la pertede toute la production sur ce réseau.

Cet incident a provoqué la coupure de près de 4 500 MW de clientèle pendantune durée de 2h à 2h30.

Roma/OBrindisi/S

Brindisi/NRoma/S

Latina

GariglianoPresenzano

Villanova

Popoli

ValmontoneCapriati Foggia

Rossano

ITALIE

ITALIE : 24/08/94


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AMême si le réseau italien est moins maillé que le réseau français, les conditionsd'exploitation auxquelles étaient confrontés nos collègues transalpins ne sontpas très différentes de celles rencontrées à certaines périodes sur le réseaufrançais à proximité de la Méditerranée. Elles mettent notamment en évidencel'importance de la règle du "N-1".

A.4.6 ÉTATS-UNIS : LES GRANDES PANNES DE L’ÉTÉ 1996

Trois incidents majeurs ont affecté le réseau ouest américain à l'été 1996, pro-voquant sa dislocation partielle et la coupure de millions de clients.

Tout commence le 2 juillet, en début d'après-midi, par un défaut monophasé-amorçage avec un arbre- sur l'une des trois lignes 345 kV qui évacuent la cen-trale de Jim Bridger dans le Wyoming (2 000 MW répartis sur quatre groupes)vers l'État de l'ldaho (cf. carte). Cet incident se produit alors que les températuressont très élevées dans l'Ouest des États-Unis et que les charges et les transitsentre différents États sont, de ce fait, très importants.

Lors de la séquence d'élimination du défaut, une deuxième ligne d'évacuation dela centrale déclenche du fait d'un mauvais fonctionnement de protection. Pouréviter la surcharge de la dernière ligne restante, un automate efface 1 000 MW deproduction de la centrale. Ceci provoque instantanément une forte chute de ten-sion dans l'Idaho et amorce une chute de tension plus lente avec des oscillationssur la Pacific Inertie, constituée par l'ensemble des lignes d'interconnexion 500kV à courant alternatif et continu, qui relient le Nord-Ouest (Washington-Oregon)au Sud-Ouest (Californie).

Vingt-quatre secondes plus tard, la ligne longue Mill Creek-Antelope déclenchepar surcharge à cause d'un mauvais réglage de sa protection de distance, et pro-voque, en quelques secondes, une chute de tension au niveau de l'Orégon.

Dès lors, l'incident se généralise et une suite de déclenchements en cascadeconduit à la formation de cinq réseaux séparés. Trente-cinq secondes après ledéfaut initial, deux millions de clients, représentant 12 GW de puissance, se trou-vent privés d'électricité.

Le 3 juillet, cet incident se répète de la même façon, mais reste confiné à la ré-gion de Boise, grâce à du délestage commandé par le dispatching.

Le 10 août, un incident de type similaire se reproduit, coupant 7,5 millions declients pour une puissance de l'ordre de 30 GW.

Plusieurs facteurs sont à l'origine de ces incidents :

- une exploitation du Système aux limites,

- une maintenance défaillante (élagage, protections),

- un mauvais comportement des groupes sur les régimes transitoires,


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261©RTE 2004

- un échange d'informations insuffisant entre les partenaires au niveau prévi-sionnel,

- une mauvaise qualité des réglages de certaines protections.

Un rapport a été remis au président des États-Unis, définissant cinq axes de pro-grès assortis de plans d'action :

- assurer la responsabilité de tous les secteurs ;

- mettre l’accent sur la sûreté Système ;

- améliorer l’information sur la fiabilité du système électrique ;

- étendre la portée des analyses ;

- renforcer le professionnalisme des acteurs.

Ces incidents ont en revanche montré que le découpage des réseaux était unemesure efficace pour éviter un effondrement complet du système et faciliter lareprise de service.

ÉTATS-UNIS : été 1996


à travers le monde

262©RTE 2004

AA.4.7 LES GRANDES PANNES DE L’ANNÉE 2003

Plusieurs incidents survenus en 2003 ont mis au premier plan les enjeux desécurité d'approvisionnement et de sûreté des systèmes électriques.

Concernant le premier enjeu, les délestages tournants touchant l'Italie le 26 juin2003, confirmant la crise californienne survenue en 2000-2001, montrent com-ment des défaillances émergent inéluctablement lorsque les capacités de pro-duction et de transport ne sont plus en adéquation avec les consommations à ali-menter.

Pour sa part, l'enjeu de maîtrise de la sûreté de fonctionnement est illustré parles deux pannes spectaculaires présentées ci-après.

A.4.7.1 L'INCIDENT AMÉRICAIN (ÉTATS-UNIS ET CANADA)

DU 14 AOÛT 2003

Cette panne a affecté l'Eastern Interconnection (une des quatre zones syn-chrones des Etats-Unis) et une partie du Canada. Le réseau concerné s'étend duDakota à la côte Est. Son organisation est complexe. Supervisé par MidwestISO, il est entrecoupé de réseaux couverts par PJM ; un rapport évoque un"réseau en gruyère".

La situation avant l'incident est réputée saine bien que les tensions soientbasses sur le réseau de First Energy, tout en restant supérieures aux valeursminimales admises (0,92 pu). La consommation est élevée (climatisation), maisles exploitants ont maîtrisé des situations plus contraignantes les jours précé-dents. Cependant, plusieurs centres de conduite connaissent des défaillancesde systèmes d'information, qui entraveront l'appréciation des risques encouruset la réaction des exploitants.

A 14h02 la ligne 345 kV Stuart - Atlanta déclenche (feu de broussailles sous lesconducteurs). Ce fait, peu important en lui-même, va perturber un estimateurd'état en cours de réactivation.

De 15h05 à 15h41, trois lignes 345 kV reliant le nord et l'est de l'Ohio déclen-chent après amorçages avec la végétation. Les forts reports de charges et l'af-faiblissement du plan de tension provoquent des déclenchements de lignes etde groupes de production qui, à partir de 16h10, se succèdent à intervalles dequelques secondes. Une boucle de transit se crée depuis la Pennsylvanie versl'État de New York, puis l'Ontario et le Michigan, pour contourner les liaisonsmanquantes.

Le réseau de l'Eastern Interconnexion se coupe selon une ligne est-ouest. Lesud va rester indemne, mais le nord, isolé, subit de nouvelles séparations ets’effondre totalement à 16h13, à l'exception de quelques îlots où le comporte-ment des groupes de production et les délestages ont sauvé la situation.


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263

A

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La reprise de service est difficile ; 19 heures après l'incident, 20 % de la consom-mation reste à réalimenter. Il faudra deux jours pour réalimenter certaines par-ties des États-Unis, suite en particulier à des problèmes de redémarrage degroupes de production.

Au total, l'incident a affecté 50 millions de personnes et conduit à la perte d'en-viron 62 000 MW de consommation dans sept états américains et l'Ontario.

La commission d'investigation a attribué l'effondrement à la conjonction :

- d’une appréciation insuffisante de l'état de dégradation du réseau à First Energy ;

- d’une application de critères inadaptés aux risques d’écroulement du système de First Energy ;

- d’un manque de maîtrise des besoins d'élagage à First Energy ;

- de la défaillance des organismes chargés de la sûreté du réseau interconnecté à établir un diagnostic en temps réel.

A.4.7.2 L'INCIDENT SUISSE - ITALIE DU 28 SEPTEMBRE 2003

Vers 3h du matin, l'Italie est fortement importatrice, les capacités d'échangeavec la Suisse et le reste de l'Europe sont saturées. La ligne suisse 380 kVMettlen - Lavorgo est chargée à 86 %. Selon les études de sûreté effectuées parl'opérateur ETRANS, la perte de cette ligne demanderait des actions curativessous 15 minutes, certaines à mener par le gestionnaire de réseau italien GRTN.

A 3h01, la ligne amorce avec la végétation et déclenche ; le réenclenchements'avère impossible, du fait d'un angle de transport (42°) trop important. Par re-port de charge, une autre ligne suisse passe en surcharge et au bout de 24 mi-nutes entre en contact avec un arbre et déclenche.

L'incident s'emballe alors, avec, en quelques secondes, le déclenchement d'unenouvelle ligne suisse par surcharge et la déconnexion automatique de la liaisonLienz - Soverzene reliant Suisse et Autriche. L'Italie perd le synchronisme et sesépare du reste du réseau européen par action des protections de distanceéquipant les lignes transfrontalières : au vu des tensions basses et des cou-rants élevés, les impédances mesurées correspondent aux critères de déclen-chement.

En Italie, la fréquence chute instantanément à 49,1 Hz et la tension s'effondre.Des installations de production raccordées aux réseaux de distribution, puis 21des 50 groupes principaux raccordés au réseau de transport déclenchent. Ledélestage fréquencemétrique ne sauve pas la situation ; 2mn30s après la sé-paration, l'Italie est totalement hors tension.


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Europe vue du ciel pendant le black-out italien

du 28 septembre 2003

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ASur le reste du réseau UCTE, la fréquence augmente, mais se stabilise à 50,2 Hzpar action des réglages automatiques primaire et secondaire de fréquence.Malgré quelques déclenchements de groupes, l'incident est circonscrit grâce àla réaction majoritairement correcte des différents composants et acteurs dusystème électrique.

La reconnexion progressive de l’Italie avec ses voisins de 4h05 à 12h45 permetla reprise progressive des importations et la reconstitution du réseau, de 6h à16h. La réalimentation de certaines zones du Sud demandera une vingtained'heures.

Globalement, l'effondrement a affecté 57 millions de personnes, avec coupurede 28 000 MW pendant plusieurs heures.

A.4.7.3 LES ENSEIGNEMENTS DE CES INCIDENTS 2003

Le retour d’expérience sur ces nouveaux incidents conduit à dégager les pointssensibles suivants :

- la façon dont la maîtrise de la sûreté peut différer selon que le GRT est en char-

ge des infrastructures de transport (cas de la France) ou non (cas de l’Italie ac-tuellement et des États-Unis) ;

- la nécessité d'affirmer le rôle de chef d'orchestre du GRT, en particulier dansles situations les plus extrêmes où ses ordres doivent être exécutés sans dis-cussion ni retard ;

- le caractère indispensable de l’indépendance des GRT par rapport aux autresacteurs du marché ;

- l'exigence d'un référentiel de sûreté adapté, dans ses différentes dimensions : di-rectives, lois, dispositions réglementaires, référentiel technique s'appliquant au GRT comme aux autres acteurs (producteurs, distributeurs, consommateurs, traders,…) ;

- l'importance des relations contractuelles entre le GRT et les producteurs,

distributeurs et consommateurs, qui imposent le respect de dispositions de sûreté depuis le stade du raccordement au réseau jusqu'à celui de la condui-te, en précisant clairement les engagements de chaque partie et les modali-tés de contrôle de ces engagements ;

- enfin, l'exigence impérieuse d'une forte coordination entre GRT, aux dif-férentes échelles de temps concernées.

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Lexique

ACR Agence de Conduite Régionale(EDF-Gaz de France Distribution)

ARTERE Architecture du Réseau de Télécommunication du Réseau Électrique

ASN Animateur du Synoptique NationalASR Analyse de Sécurité du

RéseauATS Animateur du Tableau SynoptiqueCIGRÉ Comité International des

Grands Réseaux ÉlectriquesCNES Centre National d’Exploitation

du Système (RTE)CNPE Centre Nucléaire de

Production d’ÉlectricitéCNR Compagnie Nationale du RhôneCNREX Commission Nationale du

Retour d’ExpérienceCPT Centre de Production

ThermiqueCRE Commission de Régulation

de l’ÉnergieCURTE Comité des Utilisateurs du

Réseau de TransportDESE Département Exploitation du

Système Électrique (RTE)DN Dispatching NationalDR Dispatching RégionalEDF Électricité de FranceELD Entreprise Locale de DistributionESS Événements Système SignificatifsETSO European Transmission System

OperatorsGRT Gestionnaire de Réseau de

TransportHT(1) Haute Tension

(remplacé par HTB1)HTA Haute Tension < 50 kVHTB Haute Tension > 50 kV

HTB1 : 63 & 90 kV (ex HT)HTB2 : 225 kVHTB3 : 400 kV

IMAP Intensité Maximale Admissible en Permanence

MA Mécanisme d’AjustementMT Moyenne Tension

(remplacé par HTA)

PCG Pupitre de Commandes GroupéesPEXI Pupitre d’EXploitation InformatiséPHV Poste Hydraulique de ValléesPSEM Poste Sous Enveloppe

MétalliqueREX Retour d’EXpérienceRPT Réseau Public de TransportRSCT Réglage Secondaire

Coordonné de TensionRSFP Réglage Secondaire

Fréquence-PuissanceRST Réglage Secondaire de TensionRTE Réseau de Transport d’ÉlectricitéSAS Système d’Alerte et de

SauvegardeSEE Système Électrique Est (RTE)SENE Système Électrique Nord-Est

(RTE)SENP Système Électrique Normandie-

Paris (RTE)SEO Système Électrique Ouest (RTE)SERAA Système Électrique Rhône

Alpes Auvergne (RTE)SESE Système Électrique Sud-Est (RTE)SESO Système Électrique Sud-Ouest

(RTE)SFS Sûreté de Fonctionnement

du SystèmeSIRC Système Informatique

Régional de ConduiteSMQ Système de Management

de la QualitéSNC Système National de ConduiteSTEP Station de Transfert d’Énergie

par PompageTAC Turbine À CombustionTHT(1) Trés Haute Tension

(remplacé par HTB2 et HTB3)UCTE Union pour la Coordination du

Transport d’ÉlectricitéURSE Unités Régionales du

Système Électrique (RTE)USE Unités du Système

Électrique (RTE)

(1) : Les sigles HT et THT sont encore utilisés pour désigner respectivement les réseaux 63 & 90 kV d’une part, 225 & 400 kV d’autre part.

Index

Mots définis ou expliqués

Actions de sauvegarde : p. 49Aléas : p. 27 - 31 - 209Automates d’exploitation : p. 107 -109

Battements (de tension) : p.41Blocage régleurs : p. 57 - 109

Cascade de surcharges : p. 33 - 35 - 57Classification par gravité des ESS : p. 153 - 155Consommation : p. 27 - 87 Culture de sûreté : p. 131 - 165 - 238 Délestage fréquencemètrique : p. 39 - 61 - 109 - 111Défense en profondeur : p. 43 à 65Diagramme de fonctionnement des alternateurs : p. 92 - 93Doctrine d’exploitation du Système : p. 140 - 141DRS : p. 65

Économie : p. 23 Écroulement de fréquence : p. 33 - 37 - 39 - 58 - 59 - 63Écroulement de tension : p. 33 - 54 - 55 - 157Événements Système Significatifs (ESS) : p. 147 - 149 - 151 - 155

Facteurs Humains : p. 29 - 123 - 129 - 133Formation : p. 135 à 138 Fréquence (écroulement de) : p. 59Fréquence (réglage de) : p. 59 - 61 - 107

Îlotage : p. 65 - 91Incident (généralisé, de grande ampleur) : p. 31 à 33 - 43 -66 - 157 - 161 - Annexe 4Interconnexion : p. 15

Lignes de défense : p. 43 - 46 - 54 - 55 - 63

Maintenance : p. 103 - 109Marges d’exploitation : p. 29 - 208 à 217Mécanisme d’ajustement : p. 215 à 217

N-k (règle du) : p. 30 - 45 - 53 - 204 à 207

Ossatures régionales : p. 67 - 70 - 71

Ouvrage de transport : p. 95Ouvrage de production : p. 85 à 91

Parades ultimes : p. 47 - 49 - 52 - 54 - 55 - 57 -61 - 65Performance (des composants) : de p. 87 à 105 - 123Phénomènes (de dégradation de la sûreté) : p. 35 - 41Plan de défense : p. 49 - 51Plan de reconstitution : p. 67 - 69Postes de transport : p. 81 - 95 - 97 -103Prévention/Préparation : p. 45 - 54 - 55 - 59Protection (plan de) : p. 53 - 107 - 219 à 233

Qualité de fourniture : p. 23

Réactive (puissance,…) : p. 89Reconstitution du réseau : p. 67 à 71Réglage Secondaire Fréquence - Puissance (RSFP) : p. 27 -59 - 87 - 91 - 111 - 173 à 185Réglage Secondaire de Tension (RST) : p. 57 - 61 - 107 -110 - 177Réseau de sécurité : p. 116 - 117 - 119Retour d’expérience (REX SFS) : p. 148 à 163Réserves actives : p. 211 à 213Rupture de synchronisme : p. 41 - 63 - 65

SAS : p. 49 - 115Scénarios de renvoi de tension : p. 73Simulation (outils de) : p. 137Surcharges (cascade de) : p. 33 - 35 Sûreté (du Système) : p. 18 à 23 - 77 - 237Surveillance/Action : p. 47 - 49 - 53 - 57 - 59 - 63 - 105 - 171Synchronisme (rupture de) : p. 33 - 41 - 63 - 65Système de téléconduite : p. 113 à 121Système électrique : p 13 à 15

Tension (écroulement de) : p. 37 - 55Tension (réglage de) : p. 57 - 89 - 107 - 186 à 203Transits (maîtrise des) : p. 169 à 171

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Iconographie

LA MEDIATHEQUE EDF - RTE

Pierre BERENGER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 50, 90Sylvain BEUCHERIE . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 108Claude CAROLY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 34, Damien CHARFEDDINE . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 104Claude CIEUTAT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 162Sophie CHIVET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 68Michel CREPIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 240Dominique DELIOUX . . . . . . . . . . . . . . . . p. 48, 78Philippe GUIGNARD . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 56Gérard HALARY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 82 Stéphane HARTER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 160G. JAUMOTTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 12, 38Gérard LOUCEL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . P. 144Marc MORCEAU . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 26, 48, 60, 76, 130, 236, 250Michel MONTEAUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 2, 22Claude PAUQUET . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 48, 74, 86, 98, 100, 238J.C. RAOUL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 208Lionel ROUX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 166, T. SIEGMANN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 252Yves SOULABAILLE . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 36, 40, 48, 84, 104, 124, 134,

154, 164, 220

Guillaume ZUILI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 114, 138, 160Droits réservés . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 20, 68, 72, 104, 116, 156, 264Phototèque CNER . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 80, 94, 106, 120, 146Phototèque STH . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 168, 234

Compagnie Nationale du Rhône . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 142

Société Nationale d’Équipements Thermiques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 122, 206

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269

2.1 Le système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 132.1.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 132.1.2 L’ exploitation du système électrique . . . . . . . . . . . . p. 17

2.2 La sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 192.2.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 192.2.2 Les enjeux de la sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . p. 192.2.3 Les obligations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 212.2.4 Interactions Sûreté/Économie et Sûreté/Qualité . . . . . p. 23

2.2.5 Les enjeux de l’ouverture du marché européen de l’électricitép. 25

2.3 Les modes de dégradation de la sûreté . . . . . . . . . . . . . p. 272.3.1 Les aléas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 272.3.2 Les marges de sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 292.3.3 Les phénomènes à l’origine de la dégradation de la sûreté p.

33

2.4 La défense en profondeur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 432.4.1 Définition . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 432.4.2 Structuration des lignes de défense . . . . . . . . . . . . . p. 432.4.3 Actions de sauvegarde et Plan de défense . . . . . . . . p. 492.4.4 La défense en profondeur appliquée aux phénomènes redoutésp. 53

2.5 La reconstitution du réseau . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 672.5.1 Enjeux pour le Système et les utilisateurs du réseau . . . . . . . p. 672.5.2 Préparation du réseau et diagnostic . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 692.5.3 Reconstitution du réseau par ossatures régionales . . . . . . . . p. 712.5.4 Scénarios de renvoi de tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 73Som

mai

reAvant-propos

La sûreté du système : les bases

1.1 Les objectifs du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 5p. 5

1.2 Structure du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 7

1.3 Utilisation du Mémento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 9

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Les dispositions prises dans les domainesorganisationnel et humain,pour garantir la sûreté du Système

4.1 Le management du Facteur Humain . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1274.1.1 Les conditions d’une bonne contribution . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1274.1.2 L‘ i n fluence du management . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1294.1.3 La culture de sûreté . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 131

4.2 La formation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135

4.2.1 La formation au service de la sûreté du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1354.2.2 La formation à la conduite du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 135

4.2.3 Formation aux autres métiers de l’exploitation du Système . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 139

4.3 La doctrine d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 141

4.4 La mise sous assurance de la qualité des activités . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 143

4.5 Le Retour d’expérience (REX) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1494.5.1 L’organisation du REX . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1494.5.2 La classification par gravité des incidents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1534.5.3 Les enseignements tirés des grands incidents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 157

Les dispositions prises dans le domaine matériel,pour garantir la sûreté du Système

3.1 Les critères de structuration du système électrique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 813.2 Les performances attendues des ouvrages de production et de transport . . p. 85

3.2.1 Les ouvrages de production . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 853.2.2 Les ouvrages de transport : les postes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 95

3.3 Les protections et les automates d’exploitation . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1073.4 Les réglages automatiques de la fréquence et de la tension . . . . . . . . . . . . p. 111

3.4.1 Le réglage automatique de la fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1113.4.2 Le réglage automatique de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 111

3.5 Le système de téléconduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1133.5.1 Les principes de la conduite du système . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1133.5.2 Les moyens de conduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1153.5.3 Le réseau de télécommunication de sécurité . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 1173.5.4 Le système de téléconduite . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 119

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Fonctionnement du Système :

notions de base

A

A

A

A

A.2.1 La politique "Sûreté du Système électrique" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 237A.2.2 La politique "Qualité" . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 238

A.3.1 Historique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 243A.3.2 ETSO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 245A.3.3 UCTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 247

Les politiques de RTE

A.4.1 Introduction . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 253A.4.2 France : incident du 19 décembre 1978 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 255A.4.3 France : incident du 12 janvier 1987 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 256A.4.4 Québec : incident du 18 avril 1988 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 257A.4.5 Italie : incident du 24 août 1994 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 258A.4.6 États-Unis : les grandes pannes de l’été 1996 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 260A.4.7 Les grandes pannes de l’année 2003 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 262

Les grands incidents à travers le monde

Les associations internationales de


A.1.1 La maîtrise des transits . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 169A.1.2 Le réglage de la fréquence . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 173A.1.3 Le réglage de la tension . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 187A.1.4 La règle du N-k . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 205A.1.5 Les marges d’exploitation et le mécanisme d’ajustement . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 209A.1.6 Les plans de protection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . p. 219

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Memento Surete 2004 Complet