Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français

10/10/2017
Publication REE REE 2005-9
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2005-9:20221
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Résumé

Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français

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	    <date dateType="Updated">Tue 10 Oct 2017</date>
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Repères 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français ParJean-Michel TESSERON RTE(Gestionnaire du Réseau de Transportd'Électricité) Mots clés Électricité, Réseau detransport, Sûretédefonctionnement Maintenir la sûreté du système électrique demande de savoir assurer le fonctionnement normal du système, limiter le nombre d'incidents et éviter les grands incidents, et limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils surviennent malgré tout. Comme les années précédentes, ce quatrième bilan publié par RTE témoigne de la maîtrise de la sûreté du système électrique français. 1. Panorama rapide de l'évolution de l'environnement en 2004 L'année 2003 avait été marquée par les pannes qui avaient frappé l'Amérique du Nord le 14 août, puis la Suisse et l'Italie le 28 septembre. En 2004 sont parus les rapports des commissions d'enquête sur ces incidents. Outre l'analyse de leur déroulement, ils proposent de nombreuses recommandations pour en éviter le renouvel- lement. Pour la panne du 28 septembre, qui intéresse plus spécialement RTE du fait de la proximité des réseaux concernés, le rapport établi par l'UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Electricité) recommande d'agir dans onze domaines différents, comme on pourra le lire plus en détail en §3.2. Les autorités de régulation de France et d'Italie, la CRE et l'AEEG, ont pour leur part également publié en commun un rapport sur cette panne ; après avoir souligné que les opérateurs des réseaux suisses n'avaient pas suffisamment préparé les mesures susceptibles d'enrayer un tel incident, et qu'ils ne respectaient pas certaines des prescriptions de l'UCTE, elles recommandent l'accrois- sement de la coordination entre gestionnaires de réseau de transport (GRT), le renforcement du cadre légal et réglementaire, et la mise en conformité aux directives européennes. Malgré l'attention renouvelée à la sûreté du réseau c suite à ces pannes, de nouveaux grands incidents sont Zn survenus en 2004 (cf §6.3), comme en Grèce le 12 juillet. L e E S S E N T 1 E L Le système électrique peut être l'objet de phénomènes com- plexes qui compromettent sa sûreté. Leur maîtriserepose sur la mise en oeuvrede dispositionsde naturediverses,dansle domai- ne matériel comme dans le domaine organisationnelet humain, par tous les acteurs de ce système : gestionnairedu réseaude transport, mais aussi producteurset distributeurs. Lapublicationd'un bilan annuelde la sûreté du système répondà lavolonté de RTEde favoriserle suivi dansle temps de l'évolution de la sûreté dans ses différentes dimensions. RTEvise ainsi à contribuerau développementde laculture de sûreté, en suscitant une meilleure appréciationpar les différents acteurs de leur rôle dans la construction de la sûreté, et en favorisant la prise en compte de la sûreté et l'intercomparaison dans les instances internationalesdes gestionnaires de réseau de transport (UCTE, ETSO) YNOPSIS The reliabilityof the interconnectedpower system may be affec- ted by complex phenomenaresultingfrom conjunctionsof adver- se hazards.Ensuringthe reliabilityof the power system impliesa wide series of arrangements,in terms of equipment and in terms of organisationand humanresources ; these arrangementsinvolve many actors: transmissionsystem operatorsindeed,but also pro- ducers and distribution companies. By publishinga yearly reliabilityreport on the French power sys- tem, RTEis clearly showing its ambition to encouragelong-term supervision of all aspects of system reliability development. By this approach,RTE'sintentionis to helpdevelopa reliability cultu- re, by ailthe actorsconcerned(bothRTEandnetwork users)more aware of their role in establishing reliability, and by promoting reliability issuesand comparisonswith internationaltransmission system operatorassociations(UCTE,ETSO). REE No 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français Sûretédefonctionnement dusystème La sûretédusystèmeestdéfiniecommel'aptitudeà : . assurer lefonctionnement normaldusystèmeélectrique ; *Mter) e nombredesincidentset éviterlesgrandsincidents ; .Iimiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent. La sûreté est au coeurdesresponsabilités confiéespar la loi du 10 février 2000à RTE,en tant que gestionnairedu réseau de transportfrançais. Le lecteur souhaitant en approfondirles principes pourra se reporterau Mémentode la sûreté, ouvrageconsultablesurle site www.rte-france.com. La France continentale n'en a pas été victime, et le nombre d'incidents plus courants y est lui-même en baisse, comme le montrent les Evénements Système Significatfs (ESS) déclarés (cf §6.1). La sûreté du système électrique a été réaffirmée par RTE comme restant un enjeu majeur, dans son Projet d'Entreprise 2004 - 2006. L'extension à deux millions de clients du marché électrique français s'est déroulée sans problème ; elle a demandé à RTE d'adapter son dispositif de responsables d'équilibre et de mettre en oeuvre avec les distributeurs de nombreux échanges d'informations. Par ailleurs, le Mécanisme d'Ajustement a bénéficié de plusieurs adap- tations, avec passage à sept guichets infrajournaliers offerts ; RTE a également ouvert deux nouvelles plages de prix pour les offres, et a étendu le Mécanisme d'Ajustement aux frontières avec l'Espagne et l'Angleterre, en plus de la Suisse où les acteurs pouvaient déjà interve- nir depuis 2003. L'année 2004 aurait été excellente vis-à-vis de la sûreté, comme on le verra au fil de ce rapport, si les mouvements sociaux de juin n'avaient été l'occasion d'atteintes à la sûreté, telles que déclenchements d'ouvrages d'évacuation de groupes de production et ouvertures de lignes y compris transfrontalières ; le 14 juin, l'ouverture simultanée des lignes d'évacuation des groupes Saint-Alban 1 et 2 a sollicité, par la perte subite de 2600 MW, la réserve pri- maire européenne tout près de son niveau de prescription. Ceci paraît contradictoire avec les efforts importants menés en France pour maintenir un haut niveau de sûreté, dont ce bilan annuel et les précédents témoignent, et ne peut qu'inciter encore plus à promouvoir la culture de sûreté. 2. Situations d'exploitation rencontrées La maîtrise de la sûreté d'un système électrique est d'autant plus difficile que les situations d'exploitation rencontrées y sont délicates. Mais ces situations dépendent aussi des dispositions prises pour maîtriser la sûreté ; il est donc intéressant de les examiner. 2.1. Conditions climatiques Il n'y a pas eu en 2004 de conditions climatiques notables en France susceptibles d'affecter la sûreté, à l'exception d'un épisode de neige collante survenu fin février sur les régions Ouest et Normandie - Paris, et d'une tempête qui a traversé le nord de la France le 17 décembre et a notamment entraîné le déclenchement de 2 lignes 400 kV et 4 lignes 225 kV. On peut mentionner aussi les conditions météorolo- giques estivales rencontrées en juillet et août, avec des incendies dans le sud-est ayant nécessité la mise hors tension de lignes, des orages sources de déclenchements, et des limitations de production sur plusieurs sites du fait de la réglementation des températures de rejet. 2.2. Gestion de l'équilibre offre/demande La consommation intérieure française d'électricité a atteint 477,2 TWh en 2004, soit une progression de +2,2 % par rapport à 2003. Le solde exportateur des échanges physiques avec l'étranger, avec 62,1 TWh, est en baisse de 6,5 %, prolongeant la baisse de 14 % enre- gistrée en 2003. La production française d'électricité est en hausse de 1,1 % par rapport à 2003. En 2003, la qualité des prévisions de consommation s'était un peu dégradée, tout en restant satisfaisante. En 2004, elle a retrouvé son niveau antérieur : les écarts entre les réalisations aux pointes du matin et du soir et les prévisions vues de la veille sont restés inférieurs en valeur absolue à 1500 MW en hiver et 750 MW en été pendant 84 % du temps', contre 80 % en 2003 et 85 % en 2002, aucun ESS n'a dû être déclaré au titre d'un écart trop grand entre prévision de consommation et réalisation. Marges d'exploitation Il est intéressant d'examiner comment ont pu être constituées les marges d'exploitation au cours de l'année par rapport aux règles de sûreté. Les marges réalisées à la pointe de consommation (moment de la journée estimé le plus sensible) ont toujours été supérieures aux volumes requis, sauf le 29 juin, où, suite aux mouvements sociaux, la marge a atteint 1200 MW sur une courte durée. 1. à mettreenregardd'unobjectif minimumde78 % fixé par le CNES,identiqueà l'objectif pour2002et 2003. REE N9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Margesd'exploitation etrèglesdesûreté Concernantla maîtrisedes margesd'exploitation, les règles de sûretéprescrivent: . une marge minimalemobilisableen moinsde quinzeminutes supérieureà 1500 MW; elle est dimensionnée pourpermettrede compenseràtout instantla perteduplusgrosgroupecouplé; . une margeminimaleà échéancepluséloignée,dont le volume requis va en croissantdepuisl'échéance de quinze minutes jusqu'à l'échéancede huitheures. Les cas où ces conditionsne sont pas rempliesdonnentlieu à émissiond'un ordreS " situation critique ". L'année 2004 a vu 15 Evénements Systèine Significatifs déclarés dans la rubrique " ordre de situation critique pour marge insuffisante ", dont 2 au niveau A du classement des ESS et 13 au niveau 0. La nette diminution du nombre de ces ESS (l'année 2003 en avait compté 29) est attribuée à la meilleure disponibilité du parc de production et à l'augmentation du volume d'offres sur le Mécanisme d'Ajustement. Ces 15 situations ont résulté de conjonctions d'aléas : indisponibilités fortuites de production, annulations de couplages de groupes au réseau, consommation plus importante que prévue, réserves communes indisponibles à l'étranger, limitations de production pour des contraintes de température, effets de mouvements de grève sur la production, et insuffisance d'offres de réserves. La moitié des ordres de situation critique ont été donnés durant les mois de juin, juillet et août. L'analyse des 15 situations montre que la cause majeure en a été dans 73 % des cas un déficit de produc- tion (déclenchement de groupes, limitation de puissance, retard au couplage...). Les écarts entre la consommation et sa prévision la veille au soir ont constitué la cause majeure dans 13 % des cas, et contribué à la dégradation de la marge dans 46 % des cas. L'horizon d'insuffisance des marges correspondait pour 20 % à l'échéance de quinze minutes, 25 % à l'échéance de deux heures, et 55 % à un horizon supérieur à deux heures. Pour faire face aux aléas et reconstituer les marges, les situations ont été rétablies en recourant, selon les cas : . au couplage de groupes supplémentaires ; . à la sollicitation des réserves communes constituées par les autres GRT européens, dans le cadre du secours commun entre GRT ; . au démarrage de turbines à combustion ; . à la sollicitation des diesels dispatchables ; . au recours aux dispositions du Mécanisme d'Ajustement, avec l'émission de messages d'alerte ou même d'ordres de " passage en mode dégradé ", incitant les acteurs à déposer des offres complémentaires dès que possible. Concernant les dispositions du Mécanisme d'ajustement, il faut noter que la nouvelle grille de classement des ESS, entrée en vigueur début 2004, permet désormais d'enre- gistrer les cas d'insuffisances d'offres au titre du retour d'expérience sur la sûreté. Ainsi, pour l'année 2004, 6 ESS ont été déclarés au niveau 0 pour recours au mode d'alerte en J-l, plus un autre au même niveau pour recours au mode d'alerte en J-1 suivi d'un recours au mode dégradé en temps réel. On notera que ces recours, tous survenus de mars à juin, n'ont parfois permis d'obtenir que peu de volume d'offres complémentaires, voire même aucune offre comme les 19 avril et 21 juin. Mécanisme d'Ajustement Laloifrançaise dispose quelesproducteurs doivent remettre des propositions de puissance de réservepourl'ajustement de leurs programmes. Ceci estréalîsé depuis2003 autravers duMécanisme d'Ajustement, qui permetà RTEde mutualiser les moyensdétenus par les acteurssousformed'undispositif permanent et ouvert,et aux acteursde valoriserleurs capacitésd'effacementou leurs souplesses deproduction. Surla basedesoffresprix-volume, RTEprocède auxajustements nécessaires eninterclassant lespropositions enfonction deleur prixd'offre jusqu'à cequesonbesoin soit satisfait. Desdispositions prévoient lescasd'insuffisance : *à échéancesupérieure à 8h, RTEsollicitepar un message d'alerte desoffres complémentaires ; . endeçàde8 h,unmessage demodedégradé permet à RTE de mobiliser, au delà d'éventuellesoffres complémentaires, les offresexceptionnelles et lesmoyens nonofferts à l'ajustement. Réserves primaire et secondaire du réglage fréquence/puissance Un ESS a été déclaré au niveau A le 10 juin 2004 pour déficit de réserve primaire du réglage fréquence/puissance. Ce déficit était dû au fonctionnement d'un groupe de production au limiteur de puissance non conforme au programme de production convenu et non signalé à RTE, Réglages primaire etsecondaire dela fréquence Leréglage primaire assuredefaçonautomatique, suite àtoutaléa affectant l'équilibre entrelaproduction etlaconsommation, etpar laparticipation solidaire detouslespartenaires del'interconnexion synchrone,le rétablissementimmédiat de l'équilibre en maintenant lafréquence à l'intérieur deslimites permises. A sasuite,le réglage secondaire du partenaire à l'origine de la perturbation annule defaçon automatique l'écart quasi-stationnaire delafréquence parrapport à lafréquence deréférence, ainsique les écartspar rapportaux programmes d'échanges entreles différentes zones deréglage del'UCTE. REE N9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français alors que le groupe était censé fournir 97 MW de réserve primaire (ce déficit, non négligeable, est à comparer à la valeur de la réserve primaire de l'ordre de 700 MW que devait constituer RTE en application de la règle UCTE). Tenue de la fréquence du réseau synchrone ouest- européen L'observation de la maîtrise de la fréquence est égale- ment instructive, même si l'on sort ici du seul cadre de responsabilité français, du fait de l'interconnexion synchrone. On avait souligné lors des trois bilans annuels précé- dents l'observation de plusieurs écarts de fréquence inopinés qui s'avéraient importants au regard de ce que prévoit l'application de la règle UCTE. Cette dégradation de la tenue de la fréquence s'est poursuivie en 2004, tant en nombre d'écarts de fréquence qu'en amplitude. Ainsi, le 11 février, un écart de 209 mHz est survenu. Le 16 février, deux écarts de 140 mHz et un de 110 mHz ont été enregistrés respectivement à 20 h, 22 h et 23 h, et deux écarts de 150 mHz sont à nouveau survenus le lendemain. La plupart de ces écarts semblent liés aux variations des programmes d'échanges transfrontaliers et à l'effet des ordres tarifaires dans les différents pays interconnectés. Les conséquences des déclenchements fortuits de production semblent mieux maîtrisées au vu du retour d'expérience fait par l'UCTE, qui montre cependant que différents pays ne respectent pas bien les prescriptions en matière de réglage ; par ailleurs, ce retour d'expérience est limité au déclenchement des plus gros groupes (groupes français pour l'essentiel). Un cas intéressant est donné par la perte des deux groupes de Saint-Alban survenue le 14 juin, sur ouverture des lignes les reliant au poste de Pivoz Cordier, suite à l'envahissement du poste lors des mouvements sociaux ; la perte de production correspondante de 2600 MW a entraîné un écart de fréquence quasi-stationnaire de 107 mHz, à comparer avec les 200 mHz prévus par le dimension- nement de la règle UCTE sur perte de 3000 MW. Jusqu'à présent, aucun déclenchement de production important n'est survenu lors d'un écart de fréquence issu de problème d'échanges transfrontaliers ou de gestions tarifaires ; mais ceci risque de finir par arriver vu le nombre de tels écarts, et les conséquences d'une telle situation sont à redouter. RTE a décidé d'engager en 2005 un audit sûreté pour éclairer la question de la maîtrise des écarts de fréquence. Tenue de la tension Sans atteindre les difficultés rencontrées en janvier 2003, l'année 2004 a vu survenir à nouveau des problèmes de tension basse. L'ouest de la France a été la région la plus affectée par cette question ; une cinquantaine de journées, réparties sur les mois de janvier à avril et de novembre à décembre, y ont nécessité l'envoi par RTE d'ordres de sauvegarde pour alerte à la tension aux centres de distribution et aux agences de conduite régionales de distribution. Le dispatching national a dû émettre lui-même deux ordres de situation critique : . le 9 décembre, sur l'ouest, le sud-ouest et la région Normandie - Paris, suite à l'arrêt des deux groupes de production de Cordemais conjugué à un niveau élevé de consommation ; . le 13 décembre sur l'ouest et sur la région Normandie - Paris. Les enseignements issus du retour d'expérience sur janvier 2003 ont cependant permis de limiter les consé- quences de ces situations, par des investissements en condensateurs HTB, par la fermeture manuelle des condensateurs disponibles en HTA, et aussi par un meilleur suivi des réserves de puissance réactive et une plus grande anticipation par les dispatchings régionaux et national de RTE. Globalement, la gestion de l'équilibre offre - demande Sfest nettenient améliorée par rapport à 2003, à l'exception de la tenue de la fréquence, qui. concerne l'ensemble des pays interconnectés de l'UCTE et devrait constituer un point de vigilance accru dans le cadre de la coordination européenne. 2.3. Gestion des interconnexions Comme les années précédentes, des congestions sont c survenues aux frontières. Elles n'ont pas posé de problème très important pour la sûreté. Des avaries d'ouvrages ont parfois nécessité de réduire temporairement les échanges, surtout avec l'Espagne du 25 janvier au 4 février suite à la chute d'un conducteur de la ligne 225 kV Pragnères - Biescas côté espagnol, puis du 15 au 21 septembre du fait du plasticage d'un pylône espagnol de la ligne 400 kV Argia - Hernani. Des avaries plus ponctuelles ont conduit à des réductions d'échanges avec l'Angleterre ainsi qu'avec l'Italie. La frontière la plus animée a sans doute été celle avec l'Italie. Fin février, le gestionnaire du réseau de transport italien GRTN a mis en service des transformateurs déphaseurs au poste de Rondissone sur les départs qui joignent le poste français d'Albertville. La ligne d'interconnexion Albertville - Rondissone a été affectée par plusieurs courts-circuits, dont cinq défauts affectant simultanément ses deux ternes. Les déclenchements de la ligne, effectués par les systèmes de protection pour éliminer les courts-circuits, ont provoqué REE No 9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS à diverses reprises des problèmes de tension haute en Savoie, du fait des schémas d'exploitation mis en oeuvre. L'un de ces courts-circuits, survenu le 5 mai sur la partie italienne de la ligne, a provoqué une avarie sur les transformateurs déphaseurs récemment mis en service par GRTN, nécessitant leur shuntage pendant plusieurs semaines. Ces incidents ont conduit à déclarer deux ESS au niveau A les 5 mai et 16 juin, et un au niveau 0 le 28 décembre. Mais le fait marquant 2004, concernant la sûreté des interconnexions, est à imputer aux ouvertures volontaires de lignes transfrontalières perpétrées lors des mouvements sociaux de fin juin. Elles ont notamment concerné les interconnexions avec l'Espagne (4 fois), l'Italie (2 fois), la Suisse et l'Allemagne, et ont conduit à la déclaration d'un ESS au niveau A et de sept ESS au niveau 0. De nouvelles évolutions ont été apportées aux moda- lités de gestion des interconnexions. Plusieurs modifications successives ont concerné l'interconnexion France - Italie. Dans un premier temps, l'allocation des capacités pour 2004 a été réalisée de manière coordonnée entre RTE et GRTN, selon un méca- nisme de pro rata conforme aux règles approuvées en 2003 par les autorités de régulation française et italienne, la CRE et l'AEEG. Ces autorités devaient ensuite en prin- cipe trouver un accord en 2004 sur la mise en place de nouvelles dispositions permettant de mieux respecter le règlement européen sur les conditions d'accès au réseau pour les échanges transfrontaliers, applicable depuis le l'juillet 2004, qui impose la mise en place de " méca- nismes de marché ". Faute de convergence, la CRE et l'AEEG ont opté pour l'instauration en 2005 de méca- nismes distincts côté français et italien, chacun étant mis en oeuvre sur la moitié de la capacité disponible déduc- tion faite des contrats historiques. RTE a donc décidé en décembre 2004 de mettre en place pour sa part un mécanisme d'enchères explicite, conforme au règlement européen. RTE et National Grid ont publié de nouvelles règles d'accès à la liaison France - Angleterre ; elles apportent de la souplesse à l'utilisation de la liaison en autorisant les utilisateurs à modifier leurs nominations en cours de journée ; d'autre part, les produits mis aux enchères ont été modifiés, avec proposition de produits saison et week-end en plus des enchères annuelles, trimestrielles, mensuelles et journalières existantes. 2.4. Gestion des congestions internes Outre les problèmes de tension déjà cités, les réper- cussions des contraintes sur les interconnexions, et les effets des déclenchements inopportuns d'ouvrages lors des mouvements sociaux de juin, la gestion des congestions internes a été marquée : Ordres de"sauvegarde " et de"situation critique " En situation exceptionnelle,les règles d'application normale peuvent être suspendueset Ipu complétées par rémission d'''ordres de sauvegarde " par RTE ; ces ordres doivent être interprétéset exécutéssansdiscussionet sansretard, dans la mesureoù ils ne contreviennentpas auxobligationsde sécurité des personneset des biens; ils sont adressésde façon ciblée d'une part aux Unitésde RTE,d'autre part aux utilisateursdu réseau électrique dont l'action est nécessairepour parer la situation. Parmieux,les ordresdits "alertesituationcritique " sont émis sur critèrederéductiondelamargedesécurité,avecoptionmargede production, outensionsbasses,ou transitsimportants. Selonla situation,d'autres ordres de sauvegardepeuventêtre a " »baisseoumontéed'urgence ", émis,telsque"aterte à ta tension ", " baisse ou montée d'urgence ", "baissede5%dela consignedetensionHTA ",etc. dans l'ouest, par les incertitudes sur la disponibilité effective des groupes de production (groupes de Cordemais et turbines à combustion), qui ont conduit, en s'appuyant sur le retour d'expérience de l'hiver 2003 - 2004, à la mise en oeuvre d'un plan d'actions à multiples facettes ; en région Normandie - Paris, par des contraintes d'intensité maximale de courant de court-circuit à tous les niveaux de tension ; en Provence - Alpes - Côte d'Azur, comme les années précédentes, par les difficultés rencontrées pendant une partie notable de l'année, du fait des problèmes structurels de réseau, pour garantir la sécurité de la région en cas de perte de ligne ou de production ; ceci a amené RTE à émettre 10 ordres " situation critique " dans cette région, auxquels il faut ajouter 3 ordres à l'occasion d'incendies proches des lignes. " _ : 2.5. Aléas affectant les ouvrages de transport Les ouvrages de transport ont subi Il 004 courts- circuits, contre Il 050 en 2003 et 10 296 en 2002. 96 % des courts-circuits ont eu lieu sur les liaisons, 3 % sont survenus lors de renvois sur défaut automatiques ou manuels, et 1 % ont affecté un matériel appartenant à un bloc de coupure, au niveau transformation, barre ou com- pensation. Parmi les courts-circuits hors renvoi sur défaut, 62,3 % ont eu pour origine la foudre (61,9 % en 2003 et 60,4 % en 2002), 3,1 % le vent et la tempête (2,8 % en 2003 et 2,4 % en 2002), 1,8 % la neige collante (2,6 % en 2003 et 0,6 % en 2002), et 1,7 % les avaries de matériel RTE (1,9 % en 2003 et 1,6 % en 2002) ; les origines indéterminées représentent 29,2 % (26,9 % en 2003 et 30,5 % en 2002) ; le reste est constitué de causes diverses (contacts animaliers, autres causes atmosphé- riques, etc). Un lien fort existe entre le nombre de courts-circuits et la répartition annuelle de l'activité orageuse : 76 % des courts-circuits et 89,2 % des impacts de foudre ont lieu REE No 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français entre les mois d'avril et de septembre ; par ailleurs, l'analyse de la répartition par région confirme la forte corrélation entre le nombre de courts-circuits et l'activité orageuse. A cet égard, avec un foudroiement national moyen de 1,04 impact par knr, l'année 2004 a été sensi- blement plus foudroyée que la moyenne. On notera 19 courts-circuits liés à des contacts avec la végétation, contre 66 en 2003 et 32 en 2002 ; 1 incident v ge a affecté un ouvrage 400 kV, contre 7 en 2003. On rappelle que ce type d'aléa avait constitué l'un des faits initiateurs des incidents qui ont affecté l'Amérique du nord puis la Suisse et l'Italie, et qu'une action a été engagée dans le cadre du plan Canicule pour maîtriser ce phénomène même lors de situations climatiques exceptionnelles. Le nombre de courts-circuits aux 100 km de ligne aérienne connaît une légère hausse : nombre decourts-circuits aux 100 km 2001 2002 2003 2004 lignesduréseau 400kV 3 2 2 3 lignesduréseau 225kV 8 8 9 Parmi l'ensemble des lignes, on peut relever : 0 17 lignes 400 kV pour lesquelles le taux de courts- circuits aux 100 km a dépassé 10 en 2004 ; on peut noter que 65 % de ces liaisons ne disposent pas de câble de garde sur toute leur longueur, et que 9 des 17 lignes avaient déjà connu un taux supérieur à 10 en 2003 ou 2002 ; 9 22 lignes 225 kV dont le nombre de courts-circuits aux 100 km a dépassé 30 en 2004 ; parmi elles, 9 avaient déjà dépassé ce taux en 2003 ou 2002. Les défauts simultanés sur lignes doubles 400 kV sont intéressants à suivre, compte tenu du risque plus élevé qu'ils représentent pour la sûreté. Le retour d'expérience régional sur ces incidents remonte désormais systémati- quement au niveau national. On a relevé 24 défauts de ce type en 2004, contre 22 en 2003, 14 en 2002 et 11 en 2001. Cinq lignes doubles ont totalisé 71 % des défauts multiples en 400 kV ; il s'agit des liaisons Néoules - Réaltor, Albertville - Rondissone, Muhlbach - Sierentz, Tavel - Réaltor et Tamareau - Tavel. 3. Evolution du référentiel traitant de la sûreté 3.1. Référentiel externe : directives, lois, décrets, etc Au niveau européen Les réflexions se sont poursuivies en vue de la sortie d'une troisième directive européenne relative à la sécuri- té d'approvisionnement en électricité et aux investisse- ments dans les infrastructures. En France Le Journal Officiel a publié : le 11 août, la loi n'2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières ; elle dispose entre autres que le gestionnaire du réseau de transport, qui sera une société anonyme filiale du Groupe EDF, conserve la mission de l'entretien, de l'exploitation et du développement du réseau de transport d'électricité, et devient propriétaire de son outil industriel ; . le 17 août, la loi n'2004-811 de modernisation de la sécurité civile, dont l'article 6, entre autres, dispose que les exploitants d'un service destiné au public de production ou de distribution d'électricité prévoient les mesures nécessaires au maintien de la satisfaction des besoins prioritaires de la population lors des situations de crise. Parmi les autres textes sortis en 2004 ayant des liens avec la sûreté, on peut citer : . le décret n'2004-388 du 30 avril 2004 relatif à l'exercice de l'activité d'achat d'électricité pour revente aux clients éligibles et aux obligations des fournisseurs en matière d'information des consom- mateurs d'électricité ; . le décret n'2004-597 du 23 juin 2004 relatif à l'éli- gibilité des consommateurs d'électricité, qui modi- fie celui du 29 mai 2000 ; . le décret n'2004-102 du 26 novembre 2004 relatif à l'obligation d'achat, modifiant le décret du 10 mai 2001 ; . le décret n'2004-1224 du 17 novembre 2004 portant statut de la société anonyme Electricité de France du personnel des IEG ; 'l'arrêté du 23 décembre 2004 modifiant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération et les installations utilisant des énergies renouvelables ou des déchets ménagers ; . la décision du 4 juin 2004 intégrant les ouvrages du réseau électrique de charbonnages de France dans la concession à EDF du réseau d'alimentation générale. Les Bilans Sûreté 2001, 2002 et 2003 avaient évoqué la question du Référentiel Technique, dont l'élaboration doit être engagée, dans la suite des travaux sur le code de réseau menés en 2000 et 2001 au sein du CURTE (Comité des Usagers du Réseau de Transport d'Electricité). La CRE a publié le 7 avril 2004 une décision sur la mise en place des référentiels techniques des gestionnaires de réseaux publics d'électricité, accompagnée d'un guide d'élaboration. Côté réseau de transport, RTE a créé en septembre au sein du CURTE un nouveau groupe de travail consacré à cette question, et invité les acteurs du secteur électrique directement REE No 9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS concernés par l'utilisation du réseau public de transport à participer aux travaux de ce groupe. RTE a publié les Règles relatives à la Programmation, au Mécanisme d'Ajustement et au Recouvrement des charges d'ajustement, approuvées par la CRE, s'appliquant à partir du le'juillet 2004, ainsi que la version applicable à la même date des Règles relatives à la Reconstitution des flux et au Calcul des Ecarts des responsables d'équi- libre. Ceci s'inscrit dans le cadre de la concertation mise en place au sein du CURTE et de la Commission de Fonctionnement du Mécanisme d'Ajustement (CFMA), qui analyse les règles proposées et suit le fonctionnement du mécanisme. 3.2. ETSO et UCTE L'ETSO, dans le cadre de sa mission principale, a poursuivi ses travaux sur la sécurité d'approvisionnement et sur les échanges transfrontaliers. Le mécanisme " Cross Border Trade " (CBT), mis en place en 2002 sur proposition d'ETSO, s'est encore élargi ; il comptait en 2004 19 pays participants, avec tous les pays de l'Union Européenne, sauf le Royaume-Uni, l'Irlande et les pays Baltes, plus la Suisse et la Norvège. ETSO a également poursuivi ses travaux sur la gestion des congestions transfrontalières, dans le cadre d'un travail avec EuroPEX (l'association européenne des bourses d'électricité) qui a abouti en 2004 à un accord sur une approche commune ; ceci pourrait à terme conduire à une proposition dont la mise en oeuvre se ferait par initiatives régionales. UCTE et ETSO L'Unionpourla Coordination du Transportde l'Électricité (UCTE), crééeen1951, coordonne les intérétsdesgestionnaires deréseau de transport dans 23 pays européens,avec pour objectif la garantiedelasûretédusystèmeélectrique interconnecté. L'UCTE établitles règlesà respecterpar les partenairesinterconnectés pourcettegarantie. Leréseauinterconnecté UCTE alimente450millionsdepersonnes, consommant annuellement 2300 TWh. ETSO(EuropeanTransmissionSystem Operatorsassociation), créée en 1999,est une association représentative des 34 gestionnairesde réseau des pays de l'Union Européenne, de Norvège etdeSuisse. Elle définitles principespour l'établissement derèglesd'accèsauxréseauxharmonisées auniveaueuropéen. ETSO etUCTE, associations degestionnaires deréseau,s'efforcent degérerle compromis entresûretéet ouverturedumarché. 2sites: www.ucte.org. www.etso-net.org Pour l'UCTE, l'année 2004 a été extrêmement féconde, et plusieurs faits marquants de son activité concernent directement la sûreté du système et la sécurité d'approvi- sionnement. On sait que l'UCTE consacre une activité importante à l'extension de l'interconnexion synchrone. Sur ce point, l'événement majeur de l'année est survenu le 10 octobre, avec la reconnexion à la zone principale de l'UCTE de la seconde zone synchrone, composée des réseaux électriques des pays du Sud-Est de l'Europe (Albanie, Bulgarie, Grèce, Macédoine, Serbie, Monténégro, Roumanie) ; la séparation des réseaux avait eu lieu en 1991 suite à la guerre en ex- Yougoslavie. Cette reconnexion s'est déroulée sans difficul- té technique sur l'ensemble de la séquence d'opérations, grâce à la coordination des gestionnaires de réseau. La reconnexion des deux zones UCTE a eu un intérêt tech- nique et économique immédiat, en permettant de dimi- nuer la part de réserve primaire que chaque partenaire interconnecté doit constituer en application des règles UCTE. Ainsi, la réserve primaire à constituer par la France a diminué d'une soixantaine de mégawatts. L'UCTE a également lancé le 25 mars 2004 l'étude de faisabilité de la connexion à son réseau du système situé à l'est de l'Europe (UPS/IPS), ; la connexion de deux systèmes synchrones aussi importants serait une première mondiale et constitue un défi. Un responsable de projet a été nommé pour cette étude, menée dans le cadre d'un consortium associant onze gestionnaires de réseau de l'UCTE. Sur le plan de l'établissement de son nouveau référentiel de prescriptions (Operation Handbook), l'UCTE a présen- té au Forum de Florence l'état d'avancement de sa démarche. Le Comité de Pilotage de l'UCTE a validé les chapitres de ce référentiel (" policies ") traitant du réglage de la fréquence et de la puissance, de la programmation et du décompte des échanges internationaux, et de la sûreté de fonctionnement ; les travaux sont très avancés sur les " policies " relatives à la gestion prévisionnelle, aux situations d'urgence, aux infrastructures de télécommuni- cations et aux échanges de données. L'UCTE a décidé dans un premier temps de rendre ce référentiel applicable par un accord multilatéral (MLA : Multilateral Agreement) entre GRT du réseau UCTE. D'autre part, un processus (CMEP : Compliance Monitoring and Enforcement Process) a été défini pour s'assurer du respect des prescriptions et notifier les éventuels manquements. En avril, l'UCTE a publié le rapport final du Comité d'investigation qu'elle avait créé pour analyser l'incident Suisse - Italie du 28 septembre 2003. Ce document, qui 2. incluantlesréseauxdespayssuivants: Lituanie, Lettonie,Estonie,Russie,Biélorussie,Ukraine, Moldavie, Georgie,Azerbaïdjan,Kazakhstan, Uzbekistan, Tadjikistan,Kirghizistanet Mongolie. REE No 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français est consultable librement sur le site ucte.org, fait onze recommandations, qui concernent : a la mise à jour et l'évaluation périodique des procé- dures d'urgence inter-GRT ; 9 le soin à apporter dans les " policies " aux critères de respect de la sûreté ; . l'intensification de la mise au point de l'outil de prévision des congestions en J-l (outil DACF) ; c . les échanges de données entre GRT ; . l'établissement de spécifications minimales à res- pecter par les groupes de production ; . le travail à mener pour définir des stratégies de réglage fréquence/puissance en cas de rupture de & c l'interconnexion ; . le développement des études de fonctionnement dynamique et des systèmes de type WAMS (Wide Area Measurement System - cf §4.1.5) ; a l'inclusion dans les codes de réseau nationaux (ou documents équivalents) de prescriptions minimales de tenue des groupes face aux variations de fréquence et de tension ; . la mise en oeuvre de plans de défense contre les grands incidents et de plans de reprise de service ; . l'élagage de la végétation à proximité des ouvrages de transport ; . le recours au blocage des prises des transforma- teurs pour éviter les effondrements en tension. Enfin, l'UCTE a publié deux rapports sur la sécurité d'approvisionnement du réseau interconnecté : . le premier a porté rétrospectivement sur l'année 2003 ; il souligne qu'à plusieurs occasions, en juillet et août, les exploitants ont été confrontés à des conditions plus sévères que celles qui corres- pondent aux jours de référence fixés par l'UCTE (soit le troisième vendredi de chaque mois), jours où à dire d'experts le parc de production disponible permet de disposer des réserves nécessaires ; il note aussi qu'à d'autres occasions que le 28 septembre les règles de l'UCTE relatives à la sûreté ont été violées du fait de forts transits, et qu'un simple aléa supplémentaire aurait alors pu avoir de sévères conséquences ; . le deuxième porte de façon prospective sur les années 2004 - 2010, ce qui étend l'horizon d'étude de quatre ans par rapport à ce que l'UCTE faisait antérieurement ; il indique que la sûreté du réseau UCTE devrait rester globalement à un niveau acceptable jusqu'à 2006, si les investissements en production et en réseau attendus se réalisent, et qu'entre 2008 et 2010 un déficit de production est à redouter si de nouvelles décisions de développement ne sont pas prises rapidement. 3.3. Contractualisation des engagements de perfor- mances : trames types Parmi les dispositions discutées en 2001 avec les utili- sateurs au sein du CURTE, dans le cadre de la préparation du référentiel technique de type code de réseau, le chapitre relatif au contrôle des performances prévoyait pour les ins- tallations de production l'établissement d'une convention d'engagement de performances entre RTE et producteur. Du côté des installations existantes, ceci a été déjà appliqué par RTE avec le producteur EDF, dans le cadre d'un protocole qui a été établi de façon transitoire'en 1999 dans l'attente du nouveau cadre institutionnel, puis confirmé en 2003. Pour l'ensemble des installations de production, futures comme anciennes, des travaux ont été menés en 2004 par RTE pour préparer l'insertion des engagements de performances dans les conventions de raccordement et de performances. Sur le plan plus précis des services système, qui concernent les contributions élémentaires fournies par les groupes de production à RTE pour qu'il puisse assurer le réglage de la tension et le réglage de la fréquence, une trame de contrat a été établie par RTE, et les discussions ont été engagées à l'automne avec EDF, la SHEM, la SNET et la CNR. 3.4. Contractualisation des engagements de performances : contrats signés Les engagements qui existent entre RTE et EDF, en matière de performances vis-à-vis de la sûreté, ont été complétés en 2004 par la signature d'un protocole qui traite des scénarios de renvoi de tension, de la mise à dis- position des groupes îlotés pour la reconstitution du réseau après incident, du maintien en conditions opérationnelles des équipements et du personnel, et de l'exécution des essais d'îlotage. c 3.5. Référentiel interne RTE Le Référentiel de l'Exploitatioii S -,stèiiie a vu la mise en application de documents concernant huit chapitres. Référentiel d'Exploitation Système RTE La doctrine d'exploitation du système électrique exprime formellement les principessuivisdansl'exploitationà RTE, depuis la gestionprévisionnellejusqu'à la conduiteentempsréel et au retour d'expérience. Elle sert de cadre de référence pour l'établissementdes consignes,qui sont les guidesopératoires directementutilisablesparle personnel de conduitede RTE. 3 avecl'établissement dela conventionnationale"Engagements deperformances vis-à-visde la sûretédu système électriqueet desinstallationsde production " entreRTEet le producteurEDF. REE No 9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Ils traitent de l'élaboration et la diffusion des rapports d'exploitation, de la méthode de classement et des grilles des ESS, du dimensionnement des réserves et de la marge d'exploitation pour l'équilibre offre - demande, de la définition et des principes d'utilisation des ouvrages stratégiques et sensibles, de l'exploitation des réenclen- cheurs, de la prise en compte en exploitation de la tenue des postes aux courants de court-circuit, de la gestion des données pour l'application utilisée dans le cadre de la rémunération du service système réglage de la tension. Par ailleurs, le Code de Conduite des Réseaux de Transport a fait l'objet d'une mise à jour qui est entrée en application au 1 " novembre 2004. En particulier, la doctrine de renvoi manuel de tension a été adaptée en s'appuyant sur le retour d'expérience, afin de permettre une amélioration notable de la rapidité des remises sous tension suite à incident dès lors que cela ne met pas en cause la sécurité des personnes. 4. Evolution des dispositions contribuant à la sûreté dans le domaine matériel 4.1. Performances intrinsèques des composants 4. 1. 1. Groupes de production Suite à la parution de l'arrêté du 7 mars 2003 relatif à la programmation pluriannuelle des investissements de production d'électricité, le Ministère de l'Industrie a lancé en 2004 trois appels d'offres : . un ouvert pour des centrales à partir de biomasse (pour 200 MW) ou de biogaz (pour 50 MW) ; . un pour 500 MW de centrales éoliennes en mer de taille unitaire inférieure à 150 MW à mettre en service avant le 1 er janvier 2007 ; . un concernant l'éolien terrestre, portant sur une puissance installée totale de 1000 MW, pour des installations de puissance installée supérieure à 12 MW. Fin 2004, le volume de production éolienne raccordée au réseau RPT était de l'ordre de 360 MW. En novembre, EDF a saisi la Commission Nationale du Débat Public pour la construction d'une tête de série du réacteur de type EPR'sur le site de Flamanville ; les caractéristiques de ce nouveau groupe de production seront donc primordiales pour la sûreté du réseau. De son côté, RTE, en charge du développement du réseau de transport, doit transmettre en 2005 un dossier de saisine relatif aux ouvrages nécessaires à l'insertion de cette cen- trale dans le réseau public de transport. Le 8 décembre a été mise en service la centrale de cogénération de Gonfreville, qui, avec deux turbines à gaz de 125 MW, est la plus grosse centrale de ce type en D France. Pour les groupes existants, un point majeur à considérer est le taux de réussite des îlotages, compte tenu de leur importance pour pouvoir faire face à une éventuelle reconstitution du réseau après incident de grande ampleur. Les performances sont en baisse par rapport aux trois années précédentes, tout en restant suffisantes vis-à-vis du taux nécessaire pour que la doctrine de reconstitution du réseau par ossatures soit applicable. 8 essais programmés ont été effectués dont 7 ont réussi, et il est survenu 9 îlotages fortuits dont 7 réussis. Ceci conduit à un taux de réussite global de 82 % (94 % en 2003, 95 % en 2002, 89 % en 2001, 60 % en 2000) ; en moyenne glissante sur les quatre dernières années, le taux de réussite global est de 91 % sur un total de 75 îlotages (88 % en 2003, 87 % en 2002, 82 % en 2001). Le taux de réussite des essais périodiques de renvoi de tension 5, avec 68 %, est en forte baisse par rapport aux années précédentes (84 % en 2003, 79 % en 2002, et 88 % en 2001). Ceci est dû au nombre élevé d'essais annulés (8 essais sur 29). L'année est marquée aussi par un nombre important de décalages d'essais, qui s'élève à 40 (dont 33 décalés par EDF et 5 par RTE) ; ceci complique l'organisation des essais et sollicite beaucoup la réactivité des équipes. Enfin, un essai a échoué suite à une erreur de manoeuvre côté RTE, ce qui a conduit à déclarer un ESS au niveau A. De ce fait, quatre scénarios de renvoi de tension ne remplissent plus la prescription du Référentiel d'Exploitation Système qui demande que chaque scénario opérationnel fasse l'objet d'un essai périodique au moins une fois tous les trois ans. Un audit sur la maîtrise des essais de renvoi de ten- sion et des îlotages a été prévu dans le programme des audits sûreté pour 2005. Enfin, il faut souligner qu'un essai de reconstitution par ossature a été réalisé en septembre dans le sud-est. Il a mis en évidence des améliorations à apporter dans la modélisation du comportement des matériels et dans les régulations de groupes de production. 4.1.2. Protections et automates d'exploitation, contrôle - commande Du côté des plans de protection 400 kV (plans 1975, 1983 et 1986), 65 anomalies ont été identifiées en 2004, 4 European Pressurized waterReactor. rapportentrenombresd'essais réussiset programmés. REE No 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français pour 56 en 2003 et 40 en 2002. Elles se sont traduites par 42 ouvertures intempestives de disjoncteurs, 8 non fer- metures et 3 ouvertures tardives. L'augmentation sensible des anomalies par rapport à 2003 (+ 16 %) s'explique par des pannes récurrentes rencontrées sur les liaisons Tavel - Réaltor et sur le relayage d'un départ au poste de Sierentz. 27 anomalies ont donné lieu à déclaration d'un ESS 0, et une à un ESS A pour non fonctionnement de cycle de réenclenchement triphasé après cycle monophasé. Vingt-sept anomalies proviennent de causes techniques, dont 19 de pannes de matériels et 2 de raisons fonctionnelles (fonctionnement des protections de distance sur défaut évolutif). Onze anomalies ont concerné les systèmes de téléprotec- tions, dont 4 les protections de distance et leurs téléactions, et 7 les protections différentielles de liaisons. Leur réparti- tion montre que ce sont principalement les supports de transmission qui sont en cause. Sept anomalies résultent de causes humaines (affichage de réglages, intervention de maintenance, erreur de file- rie...), ce qui représente une inversion de tendance après la diminution obtenue de 2001 à 2003 (13 en 2001, 5 en 20021 2 en 2003). On note 26 anomalies de cause inconnue, ce qui constitue une proportion importante des anomalies ; parmi elles, 13 sont encore en cours d'investigations, et 11 sont sans conclusion, qui touchent en général des com- portements de matériels qui n'ont pas pu être reproduits. 4.1.3. Réglages automatiques de la fréquence et de la tension Au dispatching national, l'élaboration du niveau du réglage secondaire fréquence - puissance se fait désormais dans le nouvel outil de conduite, le SNC ; par ailleurs la fonction pouvant en assurer le secours a été mise en exploitation dans l'Animateur de Synoptique National. Une procédure a été mise en place entre le CNES et les Unités régionales Système pour suivre les limitations de réactif des groupes, qui ont un impact important sur le fonctionnement du réglage de tension et sur le niveau de sûreté. 4.1.4. Ouvrages de transport Concernant les nouveaux ouvrages de transport, on peut mentionner : . la mise en service du dernier tronçon de la ligne 400 kV Argoeuves - Chevalet - Gavrelle ; cet axe à deux circuits, qui remplace une ligne à un circuit, sécurise l'alimentation électrique des régions Picardie et Nord - Pas de Calais ; . dans l'ouest, la mise en service de quatorze batteries de condensateurs haute tension (d'une puissance réactive totale de 442 Mvar), pour lever des contraintes de tension dues au déficit de production de la Bretagne. 4.1.5. Systèmes de conduite Pour assurer la transmission des informations de pro- tection et téléconduite, RTE développe et maintient un réseau de télécommunications de sécurité indépendant et redondant. Le Réseau de sécurité est constitué de deux sous- réseaux hertziens et filaires. La disponibilité moyenne du parc de liaisons hertziennes a été de 99,96 %. En valeur absolue, la qualité de service offerte par les faisceaux hertziens s'est améliorée. Cependant, certains incidents ont impacté la sûreté des plans de protection (perte temporaire de protections différentielles de lignes) ou la téléconduite de niveau haut entre le dispatching national et les dispatchings régionaux. Ces incidents ont conduit RTE à faire réaliser un audit sur le service rendu par l'opérateur des faisceaux hertziens, et sur les relations entre l'opérateur et RTE. RTE a par ailleurs poursuivi ses efforts pour moder- niser le Réseau de Sécurité, en le numérisant et en le dotant plus largement de supports de transmission à fibres optiques. RTE avait ainsi engagé en 2003 le projet ROSE (Réseau optique de sécurité), qui porte sur la pose de fibres sur les ouvrages de transport ; 4500 kilomètres de lignes devaient être équipés de fibres optiques pour relier les postes 400 kV importants pour la sûreté à horizon 2008. En 2004, il a été décidé de compléter ce projet en élargissant la desserte des points d'accès à la totalité des 230 sites abonnés au réseau haut de sécurité de RTE. Ainsi, d'ici 2009, plus de 9000 km de fibres optiques devraient s'ajouter aux 4000 km déjà en service. Egalement dans le domaine des téléinformations, il faut souligner l'amélioration sensible de l'observabilité du réseau électrique HT, grâce à l'augmentation très signifi- cative du nombre de télémesures ; ainsi, sur le réseau ouest, le taux d'observabilité du réseau HT est passé de 13 % en 2000 à 80 % fin 2004. Pour améliorer l'observation du réseau, RTE a décidé de pourvoir cinq sites de systèmes WAMS (cf §3.2), qui seront opérationnels en 2005 ; ce type d'équipement, installé à une cinquantaine d'exemplaires à ce jour sur le réseau européen, permet de détecter des phénomènes spé- cifiques aux grandes interconnexions, tels que les oscilla- tions à basse fréquence, et est précieux pour l'analyse après incident. Concernant les centres de conduite de RTE, l'année 2004 a été marquée par les faits suivants : REE N9 Octobre 2005 . Repères i) a SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Lesystème detéléconduite français Lataille et la complexitédu systèmeélectriquefrançaisjustifient uneorganisation hiérarchiséedesfonctionsdesurueillance et de commande quiimpliquequatreniveauxde conduite: . un niveaunational,assurépar le CentreNational d'Exploitation Système (CNES) ; . un niveaurégional,assurépar les UnitésRégionales Système Electrique (URSE) ; . un niveauintermédiairede regroupement de surveillanceet de conduite,assurépar ! es PCG et PEXIpour les installationsde transport, auxquels il faut ajouter les points de commande centraliséed'utilisateursdu réseau(producteurs, distributeurs, consommateurs...) ; . un niveaulocal représentépar les installationsde puissance (postesdetransport,production). Cesquatre niveauxde conduite sont reliés entre eux par un réseau de télécommunication dédié à l'exploitation appelé " Réseau de Sécurité ", qui permet aux exploitantsd'échanger ordresetinformations entoutescirconstances etnotamment dans lessituationsde criseoù les moyensde communications publics peuventêtresaturés. . au dispatching national, la mise en exploitation définitive du Système National de Conduite (SNC), qui s'est substitué à l'ancien outil SYSDIC ; la nouvelle analyse de sécurité ARCADE y est devenue opérationnelle en octobre ; . dans les groupements de postes de transport, le déploiement de PEXI " s'est poursuivi, avec l'ins- tallation de 12 nouveaux pupitres informatisés. A la fin 2004, tous les groupements de postes étaient équipés de ce système de surveillance et de condui- te local, dont l'enrichissement des images de zone améliore l'exploitation. Côté réseaux de distribution, la mise en place par EDF des Agences de Conduite Régionales (ACR) se traduit par des évolutions notables. En particulier, elle diminue sensiblement le nombre d'interlocuteurs des opérateurs RTE en conduite normale et en situation d'incident ; elle procure des facilités potentielles, pour disposer d'un volume plus important de télédélestage et de blocage automa- tique des régleurs en charge des transformateurs HT/MT, ou pour permettre des actions de télédélestage beaucoup plus ciblées. Un audit sûreté sera effectué en 2005 pour mieux apprécier l'impact sur la sûreté de la mise en place des ACR. 4.1.6. Charges/consommation La juste appréciation de la charge est un élément important pour la pertinence des actions de conduite et des analyses de sûreté. Les bilans sûreté précédents avaient mentionné les actions de progrès menées pour améliorer les prévisions de consommation. Pour 2004, on peut souligner plus spécifiquement les actions menées dans l'ouest suite au retour d'expérience de l'hiver 2003-2004 ; elles ont conduit à une déclinaison spécifique des prévisions sur la zone Bretagne, compte tenu des particularités d'évolution de sa consommation en fonction des conditions clima- tiques, en s'appuyant sur des prévisions météorologiques à horizon étendu mises à disposition par Météo France. Des progrès en sûreté significatifs peuvent venir indirectement d'actions menées dans d'autres domaines. On peut citer pour 2004 l'exploitation régulière dans les régions de l'outil COMPAS, qui, par la comparaison des télémesures et des données de comptages, a permis de fiabiliser non seulement le comptage et le calcul des pertes, mais aussi les télémesures et par conséquent les études de sécurité en temps réel. 4.2. Structure du système et ses règles de conception RTE poursuit la conduite du projet de sécurisation mécanique du réseau engagé suite aux tempêtes de 1999. Fin 2004, 3400 pylônes anti-cascade étaient installés ; par ailleurs, RTE a commencé à renforcer la tenue des fon- dations des pylônes. On peut aussi souligner que RTE a décidé, suite aux études de développement et au retour d'expérience sur les situations d'exploitation rencontrées dans l'ouest de la France, de recourir dans cette région à l'installation de deux compensateurs statiques de puissance réactive, qui permettront à partir de 2005 de s'appuyer sur la mobilisa- tion rapide de nouveaux Mvar dynamiques, en complé- ment de ceux fournis par les groupes de production. Alors que l'utilisation de tels moyens avait fait l'objet de plu- sieurs études théoriques au cours des vingt dernières années, c'est la première fois qu'un développement en est e décidé en France pour les besoins de réglage de la tension du système électrique. 4.3. Autres dispositions matérielles contribuant à l'exploitation L'Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité (OMF), déjà mise en ceuvre sur les matériels de postes, a été déployée sur les lignes aériennes ; les principes de l'OMF ont également été définis et leur mise en oeuvre a débuté pour les lignes souterraines. Pour accroître la qualité de l'exploitation, RTE consolide la description de ses ouvrages et de leur envi- ronnement et la rend consultable à tout moment par les 6 Pupitred'EXploitation Informatisé. REE Nn 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français équipes d'exploitation. Les bases de données décrivant ce patrimoine technique ont été précisées et complétées. En outre, RTE a lancé le nouveau projet "Outil Industriel ", qui doit permettre de décrire plus rigoureusement le patrimoine technique, et en particulier les données élec- trotechniques relatives aux ouvrages du réseau, qui sont importantes pour les études de sûreté. Dans le cadre des travaux de sécurisation, deux nou- velles techniques ont été mises au point pour limiter l'in- disponibilité des ouvrages et ont été expérimentées. L'une, testée sur la ligne 400 kV Baixas - Gaudière, recourt à une ligne provisoire de dépannage ; l'autre, expérimentée sur la ligne Granzay - Les Jumeaux, per- met, par l'utilisation d'une béquille métallique provisoire dans le pylône à sécuriser, de procéder aux travaux sans mettre la ligne totalement hors tension. ZD 5. Evolution des dispositions contribuant à la sûreté dans le domaine organisationnel et humain 5.1. Culture de sûreté, management du facteur humain, formation Facteur hunzain RTE a pour ambition de réduire le nombre d'erreurs humaines'et d'en limiter les conséquences sur les per- sonnes et sur le réseau de transport. Comme le nombre d'accidents et de fausses manoeuvres a fortement diminué en dix ans et que cette amélioration paraît avoir atteint ses limites avec les dis- positions mises en oeuvre actuellement, il a été décidé de lancer une démarche "facteur humain ", appelée APACH . Menée à titre expérimental sur deux régions en faisant réfléchir ensemble les exploitants des Unités Transport et Système, elle vient compléter les dispositions existantes, et vise à augmenter le niveau de résistance à l'erreur des équipes opérationnelles. Elle conduit à s'interroger non seulement sur la maîtrise du geste professionnel mais sur l'ensemble des interactions entre les différents acteurs de RTE. Les objectifs de la démarche portent plus précisément sur la perception de l'erreur, le choix des mesures correc- tives, la maîtrise des règles écrites et non écrites, la maî- trise du retour d'expérience et de son partage, les relations internes et externes à l'équipe, l'organisation et la com- munication. Foriiiatioii Côté Transport, on peut souligner : . la décision de lancer la réalisation, pour les besoins de formation des exploitants du transport, d'un nouveau simulateur de poste, qui intégrera non seulement le système de conduite PEXI mais aussi l'environnement des salles de conduite des PCG ; . la réactualisation des dispositions de maintien en conditions opérationnelles des formations sur simulateur des agents d'exploitation. Concernant la formation centralisée à l'exploitation du système électrique, on peut noter : . l'insertion dans les cursus Conduite et Gestion Prévisionnelle d'un module de formation sur l'outil d'analyse de la sécurité ASR " et les limites des modèles ; . le montage d'un nouveau stage portant sur le Mécanisme d'Ajustement, qui a fait l'objet d'une session expérimentale ; . la refonte de la séance " Facteurs humains " du stage initial du cursus Conduite, avec participation de dispatchers présentant le retour d'expérience d'événements affectés par cette dimension ; . dans la suite des recommandations issues de l'audit sûreté sur la maîtrise de la tension mené en 2003, des réaménagements de la formation dans ce domaine dans plusieurs stages du cursus Conduite, avec notamment l'introduction d'un approfondissement de la problématique du réglage de la tension, ainsi que d'exercices sur simulateur basés sur des situations d'exploitation rencontrées. Des évolutions significatives de la formation sont également survenues au niveau décentralisé, telles que : . au dispatching national, le développement d'un plan de formation et d'un référentiel de compé- tences pour les nouveaux métiers de dispatchers infrajournaliers mis en place en 2004, l'un spécia- lisé dans l'équilibre offre - demande, l'autre dans l'accès au réseau de transport ; . l'organisation, dans la plupart des régions : - d'une action de formation spécifique, en com- mun entre Unités Système et Transport, pour intégrer le nouveau référentiel d'exploitation relatif au renvoi manuel de tension ; - de séances de simulation sur le réglage de ten- sion, suite à l'audit sur la maîtrise de la tension et au retour d'expérience effectué sur les pro- blèmes de tension basse de janvier 2003. 7 y 7 ei- ; -eiir hiiiiiciine : "toutécartparrapportàuneprescription(actionou omission)dela partd'unopérateur dansla gestionou l'exploitationdu réseau c detransportd'électricité,qui aou peutavoir pourconséquence un dommage corporel,ou uneréductiondescapacités, de la fiabilité ou dela sûreté du systèmeélectrique,ou un dommage matérielou financierauxclients,à RTEou à destiers,ou unealtérationd'imagede RTE". c 8 AméliorationdesPerformances Associées auxCauses Humaines. 9 Analysede Sécuritédu Réseau. REE No 9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Culture sûreté RTE a procédé en 2004 à une deuxième réédition du Mémento de la sÛreté du système électrique, initialement paru en 1999. Cet ouvrage, à vocation pédagogique, s'efforce de mettre en lumière le rôle essentiel de chaque acteur et la façon de garantir le résultat de son action vis-à-vis de la sûreté. Largement diffusé au sein de RTE et auprès de nombre de ses interlocuteurs, le Méiiieiito de la sÛreté du système électrique est également librement accessible à tous sur le site internet de RTE, où il fait l'objet de plusieurs milliers de consultations par mois. L'édition de 2004 n'est pas un simple ajustement de la précédente, qui datait de 2002. Alors que la nouvelle loi française relative au service public de l'électricité est entrée en application, de nombreux chapitres ont été repris, pour mieux exposer la sûreté, pour intégrer les mutations issues de l'ouverture des marchés, et bien entendu pour tirer les leçons des grands incidents surve- nus à l'étranger en 2003. nus a e Zn Un autre point marquant de l'année est l'organisation au niveau régional de réunions de présentation et de dis- cussion autour du bilan sûreté annuel. Ces réunions ont permis de riches échanges à partir d'exposés du bilan sûreté national et du bilan sûreté régional, favorisant ainsi la compréhension des enjeux, la perception par chacun de sa contribution à la sûreté, et la synergie entre les équipes des Divisions Système et Transport, ainsi qu'entre les niveaux régionaux et national. c 5.2. Démarche Qualité ISO 9001 L'année 2003 avait été marquée par l'obtention de la certification qualité ISO 9001 V2000 pour l'ensemble des activités de RTE. En juin 2004, à l'issue du premier audit de suivi, le certificat ISO 9001 V2000 de RTE a été confirmé. La sûreté du système bénéficie des dispositions mises en place par RTE dans le cadre de la démarche Qualité, à travers plusieurs macroprocessus : . raccorder au réseau public de transport ; . enlever et mettre à disposition l'électricité ; . assurer l'accès aux interconnexions ; . assurer les services d'équilibre ; développer et maintenir le réseau ; . assurer l'équilibre des flux ; . assurer l'équilibre offre/demande et compenser les pertes ; développer et maintenir le Système d'Information ; . assurer le contrôle interne. 5.3. Retour d'expérience (organisation du REX, évolution de l'échelle des ESS) L'année 2004 a vu la mise en application au ler jan- vier de la grille de classement révisée des ESS. La méthodologie de classement repose sur l'appréciation combinée de la gravité selon deux types d'entrée : Les ESS La détectiondes événements porteursd'enseignements pourla sûretédu systèmeélectriqueest assuréesurla basede critères préétablis, regroupésdans une "Grille de classification des Evénements Système Significatifs(ESS) ". Leprinciped'unetelle classificationdatede 1992. Lagrilledeclassificationpermetde positionnerles événements à leurjusteniveaud'importance vis-à-visde la sûretéenlessituant sur uneéchellede gravitécomprenant septniveaux.Unniveau0 est affectéaux événements à enjeuxplusfaibles pour la sûreté maisqu'ilconvientdemémoriser ; lesniveauxA àFcorrespondent à des incidentsde gravitécroissanteallant jusqu'à un éventuel incidentgénéraliséauniveaunational. . une entrée permettant d'enregistrer l'occurrence d'événements élémentaires concrets affectant une fonction d'exploitation, dans un certain nombre de domaines (transport, exploitation du système, production, etc) ; . une entrée visant à marquer le niveau de dégradation du fonctionnement du système. La nouvelle grille permet d'intégrer l'apport des contrats et protocoles signés par RTE avec ses interlocuteurs, qui conduisent à mieux préciser l'impact sur la sûreté des diffé- rents acteurs raccordés au RPT. Ainsi, un nouveau domaine " distribution " s'ajoute à ceux qui existaient déjà. Par ailleurs, les critères de classement des événements ont été réaffectés de façon à ce que l'attribution d'un ESS à un domaine soit la plus représentative possible de la responsabilité. Ceci devrait contribuer à responsabiliser les acteurs, tant en interne à RTE qu'à l'externe. D'autre part, de nombreuses améliorations ont été apportées pour clarifier les libellés des ESS, recentrer les événements sur les fonctions altérées en s'affranchissant des désignations de matériels ou logiciels sujettes à évolution, prendre en compte les nouveaux mécanismes institutionnels (ajustement, services système), et recaler la cohérence des niveaux de gravité affectés aux libellés des six domaines de classement. 5.4. Contrôle des performances RTE mène depuis plusieurs années le Projet " Contrôle des performances ", qui porte sur la vérification du comportement des groupes de production vis-à-vis du réglage fréquence - puissance (statisme, participation...). ainsi que du réglage de tension via la situation du point Zn de fonctionnement du groupe dans le diagramme U/Q. Dans le prolongement de l'expérimentation de ce pro- jet, qui avait été étendue en 2003 à l'ensemble des Unités régionales, des travaux ont été menés sur la consolida- Zn tion pour l'ensemble du système électrique français des 58 REE Nu 9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français Contrôle desperformances desinstallations deproduction Commeévoquéen2001lorsdesdiscussions aveclesutilisateurs sur le codederéseaudansle cadreduCURTE, lesinstallationsde production, lorsqu'ellessont raccordéesau RPT,peuvent être soumisesà uncontrôledeperformances. Ce contrôle, exercé avec le souci de ne pas engendrerdes surcroîtsdetravail importantsni desdépenses trop élevéestant pour les utilisateursque pour RTE,a pour but de préserverles conditionsd'exploitationduRPT auservicedetous,et la sûretédu système. Le principe visé est que les performances soient contrôléesau pointdelivraisondel'installation,dèslorsqu'untel contrôlesuffit pour pouvoirs'assurerdu respectdesperformances. participations aux réglages, à partir des résultats portant sur les groupes de production unitaires. L'outil Contrôle de Performances, ainsi que la démarche de contrôle, ont été présentés par RTE en 2004 aux producteurs, ainsi qu'à la CRE. L'expérimentation effectuée a d'ores et déjà permis dans les régions d'identifier des dysfonctionnements, dont certains ont déjà fait l'objet de mesures correctives de la part des groupes de production concernés. Elle a également permis de progresser dans l'identifica- tion des performances attendues des groupes de production à introduire dans les contrats entre RTE et producteurs portant sur les services système. publics, RTE et les principaux acteurs du secteur de l'électricité, dans le cadre du plan "Aléas climatiques extrêmes " mis en place après la canicule de l'été 2003. Près de 250 personnes, réparties dans 39 cellules de crise sur l'ensemble du territoire, y ont participé. L'exercice visait à tester les procédures des opérateurs du système électrique en cas de délestages qui pourraient résulter d'une telle canicule. RTE a notamment testé un dispositif préventif d'alerte et d'information du public, fondé sur une échelle de gradation (fanions orange et rouge) qui permet d'identifier, de façon formalisée, les situations tendues. Comme les années précédentes, RTE a également mené des exercices de crise dans le cadre du dispositif ORTEC "', avec en particulier au niveau régional : . un exercice centré sur le thème d'une demande nationale de délestage faisant suite à un déficit de production, qui a associé en octobre RTE, EDF et deux ELD (UEM et VIALIS), en Lorraine, Champagne - Ardennes, Alsace, Franche - Comté et Bourgogne ; . un exercice qui a mobilisé les exploitants RTE de Lonaine sur le thème d'un renvoi manuel de tension sous contrainte de réalimentation d'un puits de mine dans un temps donné. Hors exercices, des situations d'exploitation ont aussi amené RTE à activer les cellules de crise à différentes occasions, comme en juin lors des événements sociaux, ou dans le nord-est lors de la tempête du 17 décembre. 5.5. Organisation de crise Le fait marquant de l'année est l'exercice de crise de niveau national qui a associé le 15 juillet les pouvoirs LeplanORTEC Leplan ORTEC a étémisen placepar RTE suiteauxtempêtesde fin décembre1999. Il fixe lesdispositionsàprendreetl'organisation à adopter, tant au niveaunationalque régional,lorsqu'unesituationde crise grave est déclaréeparRTE. Outrelamiseenplacedesressources humaines etdescompétences techniquesnécessaires, ORTEC prévoitlamiseenoeuvre desactions decommunication associées àlagestiondelacrise. De façon concrète, des cellules de crise sont rapidement mobilisablesdanstouteslesUnitéset à la DirectiondeRTE. Encomplément, desGroupes d'Intervention Prioritaires (GIP) ontété créés danschacunedesUnitésTransport. Leurobjectifmajeurest d'assurer en moins de cinq jours le rétablissement des lignes gravementendommagées etqui revëtentune importance particulière pourla sûretédusystème électrique. 6. Enseignements tirés des événements de l'année 6.1. Enseignements tirés des ESS et de leur analyse On trouve ci-après le nombre d'évènements système significatifs (ESS) déclarés pour chaque niveau de classe- ment au moins égal àA, pour 2004 et les années précédentes. c Le nombre des ESS de niveau supérieur ou égal à A a diminué de 47 % par rapport à l'année 2003. ESS 2001 2002 2003 ---200-4- - A 90 44 70 - 42 A 90 44 70 42 B 12 7 14 3 c 2 1 3 1 E 0 0 0 0 E.--- - -1 0 - -----0 0 0 F 0 0 0 --- 0--- --- Total A 104 52 87 46 10 OrganisationRTEdeCrise. REE No 9 Octobre 2005 Repères 1 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS Le tableau suivant montre leur répartition selon les domaines couverts par la grille de classement : réseau de transport, exploitation du système électrique, moyens de conduite, production, distribution. ESS > A 2001 2002 2003 2004 ,. Réseau 23 12 19 16 Système 37 28 491 7 Moyensdeconduite 28710-21 Production 16 5 9 2 Distribution " --- - 0 Total > A104 52 87 46 L'ESS classé en C concerne l'impossibilité de retrouver l'observabilité du réseau depuis un dispatching régional, à l'issue de l'essai annuel d'activation du dispatching de repli régional ; à la suite de cet incident, un moratoire a été décidé sur les essais d'activation des dispatchings de repli régionaux, et un plan d'actions a été établi. Les évènements classés au niveau B concernent : 0 2 ESS pour des ouvertures de jeux de barres de postes 400 kV, par fonctionnement de protections différentielles de barres pour éliminer des courts- circuits dus à l'explosion de transformateurs de mesures ; a 1 ESS pour l'ouverture manuelle de six disjoncteurs, commandée dans un poste par des personnes non identifiées avec effraction de clôture, lors de la période de grèves de juin. Par ailleurs, 959 ESS de niveau 0 ont été déclarés, soit 11 % de moins qu'en 2003. La déclaration de ces ESS est précieuse pour améliorer le retour d'expérience, même s'ils affectent peu la sûreté ". Ceci permet aussi de mener des analyses thématiques, selon les orientations du Comité National Retour d'Expérience (CNREX) de RTE. En particulier, un retour d'expérience a été présenté en 2004 au CNREX sur les incidents répétitifs de types divers survenus sur les lignes et postes 400 kV de la Vallée du Rhône, et sur le plan d'actions qui avait été mis en place pour remédier à ces incidents. On a pu ici s'appuyer sur l'analyse des ESS enregistrés de 1995 à fin 2003. Les nombreux domaines techniques étudiés (mise à la terre des neutres, déclenchements intempestifs d'autotransfor- mateurs par protection buchholtz, problèmes de faisceaux hertziens, pertes concomitantes de protections différen- tielles de lignes et de téléactions utilisées par les protec- tions de distance...) sont riches d'enseignements, qui rejoignent ceux provenant des audits sûreté. Le CNREX a pu insister sur le fait que ces enseignements méritent de connaître le partage le plus large possible au sein de RTE, car les problèmes techniques traités ne relèvent pas de seules 'if spécificités du sud-est. Il se confirme notamment que les s engagements contractuels des opérateurs en télécommuni- cations ne sauraient être une garantie à eux seuls, et qu'un suivi est indispensable sous forme d'audits ou de contrôles. 6.2. Retour d'expérience hors ESS Le Comité National Retour d'Expérience instruit des analyses sur des problématiques qui ne se limitent pas aux ESS survenus. En particulier, en 2004, un retour d'expérience a été effectué pour le CNREX sur les erreurs humaines survenues en 2003. Cette action s'inscrivait dans la suite de l'audit sûreté effectué en 2002 sur les erreurs humaines, et dans le cadre de la démarche sur le facteur humain qui est menée conjointement par les Divisions Système et Transport (cf §5. 1) Un retour d'expérience a également été fait sur l'éli- mination par les protections et les automates des 543 courts-circuits subis par le réseau 400 kV, ce qui donne une indication intéressante sur l'évolution de l'efficacité des plans de protection cohabitant sur le réseau. 83,8 % des courts-circuits ont été éliminés en moins de 100 ms (2003 : 82,8 %), et 97,2 % en moins de 150 ms (2003 : 94,1 %). Pour l'ensemble des 356 liaisons 400 kV, le taux d'in- disponibilité fortuite a été de 0,126 %, et le taux d'indis- ponibilité programmée de 1,93 %. Zn Parmi ces ouvrages, on distingue 157 liaisons dites ZD "sensibles ", dont l'absence fortuite en temps réel entraîne une gêne significative pour le système électrique, et pour lesquelles RTE met en oeuvre des mesures appropriées (plan de maintenance renforcé, constitution de lots de dépannage complets, visite d'ouvrage engagée sans tarder même en heures non ouvrables en cas de déclenchement définitif, etc) ; pour ces liaisons, le taux d'indisponibilité fortuite a été de 0,118 %, ce qui est inférieur de 6 % au taux pour l'ensemble des ouvrages 400 kV. Dans le cadre des recherches d'amélioration, une politique d'extension aux ouvrages sensibles de l'utilisation des localisateurs de défaut a été arrêtée en 2004. Le taux d'indisponibilité fortuite a fortement pâti en 2004 des actions effectuées lors des mouvements sociaux ; elles ont augmenté de 62 % le taux d'indispo- nibilité fortuite qui aurait été constaté autrement pour l'ensemble des liaisons 400 kV ; ces actions ont affecté même les liaisons 400 kV sensibles, dont le taux d'indis- ponibilité fortuite a ainsi été accru de 28 %. ! c domaine " distribution " n'existaitpasavant 2004 12 ainsi,on déclareen ESS0 tout déclenchement inopinéde groupede productionet tout déclenchement de ligne 400 kV, alorsqu'untel déclen- chementestcouvertparle respectde la règled'exploitationN-k REE No 9 Octobrc 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français 6.3. Faits notables concernant les autres systèmes électriques L'année 2003 avait été marquée par le nombre excep- tionnellement élevé de grands incidents survenus à l'étranger, et plus spécialement par les pannes spectacu- laires qui avaient frappé l'Amérique du Nord le 14 août, puis la Suisse et l'Italie le 28 septembre. Par leur retentissement, et par le fait que des pays très industrialisés avaient été atteints, ces incidents ont très certainement contribué à ce que de nombreux opérateurs prennent conscience de façon accrue que nul réseau n'est à l'abri de pareils effondrements, et que la vigilance soit renforcée. Néanmoins, des pannes importantes ont été enregis- trées à nouveau en 2004 : . le 13 février, dans le sud-ouest de la Norvège, 300 000 personnes de la ville de Bergen et de ses environs ont été privés d'électricité pendant une demi-heure ; . le 20 juin, l'ensemble du réseau corse a subi un effondrement, pour lequel a été évoqué un dysfonctionnement du dispositif de télécommande de la station de conversion courant continu/courant alternatif de Lucciana, près de Bastia ; . le 12 juillet, en période de forte charge, la ville d'Athènes ainsi que le centre et le sud de la Grèce ont été victimes d'un écroulement de tension, et se sont séparés du reste du réseau interconnecté constituant la deuxième zone synchrone UCTE ; les ordres de délestage ayant été insuffisants et trop tardifs, le réseau séparé s'est effondré, tandis que le réseau resté sain a vu sa fréquence monter à 50,75 Hz ; on peut noter que la vulnérabilité du réseau grec était identifiée, et qu'un écroulement de tension était déjà survenu en 1996 ; divers renfor- cements avaient été alors décidés, mais certains (autotransformateurs, condensateurs) n'étaient pas encore en place ; . le 9 août, la Jordanie a été paralysée par un inci- dent dû à la rupture d'approvisionnement en gaz de la centrale électrique d'Aqaba, qui comporte 5 groupes de 130 MW ; après déclenchement des interconnexions avec l'Egypte puis la Syrie, le réseau est parti en sous-fréquence puis s'est effondré ; . le 18 août, la ville de Tbilissi et la Georgie ont été privées d'électricité en raison d'une panne entraînée par la perte de lignes électriques ; . le 23 août, le royaume de Bahreïn a été victime d'une panne générale suite à un déséquilibre entre production et consommation, où l'usage de la climatisation semble avoir joué un rôle sensible ; toujours le 23 août, en Argentine, Buenos Aires a été affectée par une coupure qui a privé 600 000 personnes d'électricité, suite à un incendie survenu sur un transformateur ; le 2 septembre, le Luxembourg a connu sa plus grande panne des quarante dernières années, qui a affecté 550 000 personnes ; face au défaut d'interconnexion et à la pénurie de production, 24 des 31 provinces de la Chine ont été touchées par des coupures de courant, qui ont obligé à arrêter parfois les usines un jour sur deux par semaine ; enfin, tout au long de l'année, l'Espagne a connu un certain nombre d'incidents ; le 29 juin, Madrid et Ceuta ont subi des coupures, et le réseau de Sevillana - Endesa s'est effondré, privant d'électricité 120 000 Sévillans ; le réseau de Sevillana - Endesa s'est à nouveau écroulé le 19juillet, suite à un incident survenu sur le centrale thermique Bahia de Algeciras, plongeant dans le noir un million de personnes à Cadix et aux alentours ; le 18 novembre, un transformateur du poste de Cerro de Plata a pris feu, provoquant la rupture de l'alimen- tation de Madrid et privant 200 000 foyers d'élec- tricité ; quelques jours plus tard, dans la nuit du 21 au 22 novembre, un million de personnes de la région de Séville et de l'Estrémadure ont été affec- tées par une panne survenue sur le réseau andalou. 7. Indicateurs en lien avec la sûreté Le présent bilan montre que la sûreté du système relè- ve de domaines variés et de beaucoup d'acteurs. Plusieurs indicateurs mis en place par RTE dans le cadre de la démarche Qualité concernent la sûreté, dont les suivants : . nombre de défauts liés à la végétation ; . indisponibilité fortuite des ouvrages 400 kV ; . indisponibilité fortuite des ouvrages 225 kV ; . taux d'inaccessibilité des sites sur le réseau de télé- conduite Artère ; . nombre d'ESS A et B sur 12 mois glissants ; . nombre d'ESS de niveau supérieur ou égal à C ; . déclaration des ESS de niveau 0 ; . taux de TM et de TS indisponibles ; . nombre d'erreurs humaines à responsabilité Système ; . nombre d'erreurs humaines à responsabilité Transport ; . taux d'ESS liés au processus équilibre offre - demande ; REE N " 9 Octobre 2005 . Repères D 1 1 1 SÛRETÉ DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS . écarts du réglage secondaire fréquence - puissance ; c . nombre d'ESS ayant pour cause le Système d'Information. Pour sa part, la CRE a défini, dans son Tableau de boi-d de la régulation de RTE, un domaine " sûreté de fonctionnement " qui prévoit ! a fourniture d'indicateurs relatifs à la répartition des contrôles de la conformité sûreté entre catégories d'utilisateurs, à la répartition des non-conformités sûreté lors des contrôles entre catégories d'utilisateurs, aux taux de conformité sûreté lors des contrôles par utilisateur et au nombre d'injonctions par utilisateur. Ces indicateurs portent en fait surtout sur la non- discrimination des Utilisateurs en matière de contrôle de performances. Leur fourniture est subordonnée à la mise en place par RTE du contrôle de performances, pour lequel des actions sont en cours (cf §5.4 et §9.2). Pour RTE, si l'on veut estimer le niveau de sûreté glo- balement par des chiffres, l'indicateur le plus pertinent est constitué par les nombres d'ESS enregistrés dans l'année pour les niveaux allant de A à F, soit pour 2004 : 1 ESS C, 3 ESS B et 42 ESS A. Ceci peut d'autant mieux être utilisé à partir de l'exercice 2004, avec l'entrée en application de la nouvelle grille d'ESS qui améliore la prise en compte des différents utilisateurs du réseau. Cependant, quelques chiffres ne peuvent pas rendre compte du niveau de sûreté, et la déclaration des ESS, si elle est très précieuse, ne rend compte que des incidents, et pas des améliorations. C'est donc le Bilan Stireté annuel qui est le plus pertinent pour qualifier le niveau de sûreté, dans la mesure où il rend compte, en cohérence avec la Politique de stireté du s'ystèiiie électrique de RTE, de toutes les facettes importantes de la sûreté, et du rôle de chaque acteur dans la construction de la sûreté. 8. Boucle de régulation et de contrôle à RTE Dans le cadre des dispositions de contrôle interne mises en place par la Direction de RTE pour s'assurer du respect des politiques, l'aider à détecter et mettre en oeuvre les axes d'amélioration de l'organisation, et apporter des conseils au management, des audits sûreté sont menés régulièrement sur les principales composantes qui concourent à la sûreté. Ils sont réalisés selon une programmation périodique, qui peut être complétée par des demandes de la Direction de RTE en dehors de ce plan (audits " flash "). En 2004, les audits réalisés ont porté en particulier sur : . les temps d'élimination des courts-circuits 400 kV ; · la maîtrise des IMAP et de la géométrie des lignes vis-à-vis de la sûreté et de la réglementation ; l'accident TST sur la ligne 400 kV Tavel - Réaltor 2 survenu le 1 " septembre 2004 ; l'incident lié à la végétation survenu le 2 septembre 2004 sur la ligne Muhlbach - Sierentz. 9. Actions de progrès en cours 9.1. Actions en direction des partenaires concernés (GRT, Utilisateurs, etc) Concernant l'exploitation du réseau interconnecté synchrone ouest - européen, on peut souligner la mise en place d'une téléconférence d'exploitation hebdomadaire avec les GRT européens (ELIA, TENNET, RWE-Net, E.ON-Net, EnBW-Net, GRTN, NGT) et ETRANS. Comme les autres années, il est intéressant de mentionner certaines des coopérations actives qui sont en cours, avec des partenaires européens ou d'autres continents, pour améliorer les analyses de sûreté, effectuer le retour d'expérience sur les grands incidents, et adapter les dispo- sitions préventives et curatives faces à de tels incidents. Les précédents bilans sûreté annuels avaient notamment déjà mentionné les collaborations sur la plate-forme d'étude ASSESS, qui vise à améliorer en planification et en exploitation la prise en compte de la sûreté face au contexte devenu plus variable, par l'étude probabiliste et statistique de nombreuses situations, de façon à éviter les incidents et grands incidents. Dans le cadre du Club des opérateurs de grand réseau, qui comprend notamment PJM (Etats-Unis), TEPCO (Japon), National Grid et GRTN, RTE participe à plusieurs groupes de travail, dont l'un a pour objet la prévention des grands incidents survenant par cascade d'aléas. Concernant les pannes survenues malgré tout, RTE a participé à la Commission d'enquête UCTE qui a rendu son rapport final sur l'incident Suisse - Italie du 28 septembre 2003. Il faut aussi souligner l'organisation, par le service de Formation centralisée à l'exploitation du système de RTE, de trois sessions de formation pour les agents chargés de la conduite du réseau de la Société Tunisienne de l'Electricité et du Gaz, dans le cadre des suites données par la STEG à l'effondrement de réseau qu'elle avait connu le 30 juin 2002. RTE s'implique également dans des études favorisant la prise en compte de la sûreté, dans le cadre du réseau interconnecté synchrone européen actuel et de sa future extension. Ainsi, RTE a été retenu par l'Agence européenne de reconstruction pour signer un contrat d'assistance technique pour aider la Serbie à développer un marché ouvert avec un gestionnaire de transport d'électricité indépendant ; une partie de ce travail porte sur le référentiel de type code de réseau qui doit être constitué. D'autres études ont concerné la connexion de la Turquie, l'extension REE N9 Octobre 2005 Bilan 2004 de la sûreté du système électrique français de la boucle synchrone autour de la Méditerranée ou vers des républiques indépendantes de l'ex-URSS. Enfin, concernant les échanges d'énergie transfrontaliers, qui sont un point crucial pour la sûreté des réseaux inter- connectés, à la suite de la présentation des travaux communs d'ETSO et d'EuroPEX (cf §3.2) au 11 " " e Forum de Florence, le principe a été adopté de créer sept mini-forums corres- pondant aux principaux marchés régionaux en Europe, et RTE participe à quatre de ces instances. 9.2. Axes de recherche La maîtrise de la sûreté demande de savoir identifier les risques contre lesquels on veut se prémunir et de prendre à temps les dispositions nécessaires. Le retour d'expérience, s'il est précieux, ne suffit pas, car les grands incidents sont rarement semblables à ceux qui les ont précédés. Il est donc nécessaire pour RTE de savoir anticiper les nouvelles conditions d'exploitation du système électrique, et de piloter des actions de recherche. Parmi les multiples domaines concernés, citons tout spécialement pour 2004 les suivants : . de nouveaux progrès pour l'outil ASR, déjà utilisé dans les dispatchings pour les analyses de sûreté en temps réel, avec sa généralisation dans toutes les régions pour les études menées au stade de la ges- tion prévisionnelle, et l'expérimentation dans deux régions d'une fonction d'analyse de parades qui vise une estimation plus précise et sécurisée des impositions de production utilisables pour résoudre des contraintes de sûreté sur le réseau ; . la poursuite des travaux sur l'amélioration des méthodes d'appréciation et de valorisation de la sûre- té par le traitement statistique et probabiliste, avec en particulier l'étude de l'impact de la prise en compte de la règle " N-l ligne double ", et l'étude de contraintes en actif/réactif pour des réseaux régionaux ; . la poursuite du projet Contrôle des Performances, avec notamment : - le développement de la maquette d'une nouvelle fonction visant à permettre l'émission d'un dia- gnostic sur la qualité globale du réglage fré- quence - puissance pour l'ensemble de la France ; cette fonction va pouvoir être expéri- mentée en 2005 au CNES ; - une étude de faisabilité d'introduction d'indicateur de contrôle du programme réalisé par un groupe de production : du côté des prévisions de consommation, en lien avec le Projet Canicule, une étude de la sensibilité de la consommation aux températures élevées pour améliorer l'appréciation de l'augmentation des pointes, ainsi que le développement d'un prototype nouveau de l'outil de gestion prévisionnelle Prélude, permettant une meilleure prise en compte de l'effet de la climatisation pendant l'été ; concernant l'évolution des allocations de capacité des interconnexions internationales, des investigations sur les méthodes de " couplage de marché " (celles-ci visent à pouvoir combiner avec le fonctionnement des bourses de l'électricité l'allocation du volume d'échange disponible sur un chemin contractuel, compte tenu des limites de sûreté du réseau) ; le développement, dans la perspective d'une part croissante de l'énergie éolienne, de modèles de simulation du fonctionnement dynamique des principales technologies de cette filière, ainsi que la conduite d'études pour simuler et minimiser l'effet des conséquences de modes communs de perte de centrales éoliennes en cas de défaut ; la recherche d'indicateurs de pilotage pertinents pour la maîtrise du réactif, dans le cadre des actions engagées pour donner suite aux recomman- dations issues de l'audit sûreté " maîtrise de la tension ". a u m Jean-Michel Tesseron, néen 1950,ingénieur ESE(1972), estentré en 1973à laDirectiondesEtudes et Recherches d'EDFoùil a mené destravauxsurlaprotection, les réglages, la conduite et lasûretédes réseaux électriques detransport et dedistribution. Ilarejointen 1992 EDFProduction Transport, oùil aétéchargé dedéfinirdesévolutions stratégiques en matièrede conduiteet de sûretédu systèmeélec- trique,et apiloté la définitiond'évolutions institutionnelles dusecteur électrique. Il travaille à RTE,gestionnaire du réseaude transportde l'électricitéfrançais, où il est responsable depuis2001de laMission AuditSûreté.MembreEmériteSEE. REE No 9 Octobre 2005