- Perturbations des réseaux électriques
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Stabilité des réseaux électriques
La stabilité des réseaux électriques est l'aptitude de maintenir les grandeurs de fréquence et de tension sur l'ensemble du réseau électrique. Sortir de cet état peut provoquer une instabilité généralisée du réseau avec dégâts matériels (côté production, transport, distribution et clients) et/ou mise hors tension d'une partie ou de l'ensemble du réseau. Comme dans tout problème physique de stabilité, des actions de contrôle automatique ou manuel dit d’asservissement peuvent être mises en place suite à l’écart par rapport à la valeur de référence de la fréquence et de la tension.
Sommaire
Stabilité en fréquence
La fréquence des réseaux électriques interconnectés est précisément contrôlée. La raison première du contrôle de la fréquence est de permettre la circulation d’un courant électrique alternatif fourni par plusieurs générateurs à travers le réseau. Une variation de la fréquence du système correspond à un écart entre consommation et production. Une surcharge du réseau due à une perte d’un générateur va provoquer une baisse de la fréquence du réseau. La perte d’une interconnexion avec un autre réseau dans une situation d’export va provoquer une augmentation de la fréquence.
Pour les grands réseaux électriques nationaux, des systèmes automatisés permettent via des délestages, des déclenchements de lignes ou des manœuvres, d’assurer le maintien de la fréquence dans une zone acceptable (± 0,5 Hz autour de 50 Hz ou 60 Hz selon le pays). Des réserves de puissance peuvent être mobilisées. Pour des petits réseaux électriques, il n’est pas possible d’assurer une telle précision.
France
Lorsqu’un problème de fréquence apparaît, 3 réglages successifs interviennent.
Réglage primaire
Chaque groupe participant au réglage de fréquence agit localement. Grâce à son régulateur de vitesse, il adapte sa puissance en fonction de la vitesse (et donc de la fréquence du réseau). Cette marge de puissance disponible s’appelle la réserve primaire. Grâce à l’interconnexion des réseaux électriques européens, la réserve de primaire totale correspond à la somme des réserves primaires de tous les groupes participant au réglage primaire de fréquence et connectés au grand réseau interconnecté. Le réglage primaire permet de revenir à un équilibre production-consommation. Cependant la fréquence à la fin de ce réglage n’est plus la fréquence nominale de 50 Hz. Les transits sur les lignes d’interconnexions ne sont plus les mêmes non plus.
Réglage secondaire
Pour résoudre l’écart de fréquence, on fait appel à une énergie réglante secondaire. Ce réglage n’est pas local mais national. Le dispatching national calcule à partir des données de fréquence et de transits sur les lignes d’interconnexion, la production nationale nécessaire afin de ramener la fréquence à sa valeur nominale et de rétablir les transits sur les lignes d’interconnexions aux valeurs contractuelles. Automatiquement les groupes participant au réglage secondaire et connectés au dispatching national, vont faire évoluer leur puissance fournie afin de fournir cette énergie réglante secondaire. À la fin de ce réglage, la fréquence retrouve sa valeur nominale et les échanges entre réseaux interconnectés sont rétablis à leur valeur contractuelle.
Réglage tertiaire
Le réglage tertiaire intervient si l’énergie réglante secondaire disponible est insuffisante. Ce réglage n’est pas automatique comme le primaire et le secondaire mais manuel. Il correspond à un ensemble de contrats avec les producteurs plus ou moins contraignants en temps de réponse et en puissance requis. C’est un appel sur le mécanisme d’ajustement. Cette réserve d’énergie tertiaire est dite rapide si mobilisable en moins de 15 minutes ou complémentaire si mobilisable en moins de 30 minutes.
Stabilité en tension
Les raisons d’une stabilité en tension sont assez similaires à celles de la stabilité en fréquence. Une tension trop haute provoque la destruction du matériel. Une tension trop basse provoque un courant plus fort à puissance égale, donc des pertes Joule plus importantes avec risques de surintensité et de destruction du matériel. Une sous-tension peut provoquer aussi des problèmes de fonctionnement de l’équipement raccordé au réseau.
France
Un relais de réglage automatique de transformateurs.
Lorsqu’un problème de tension survient, 3 réglages successifs interviennent. Au niveau du consommateur, les tensions sont généralement rétablies par les réglages automatiques des transformateurs. Mais ceux-ci n’ont pas d’effet régulant et peuvent même accroître l’instabilité du réseau.
Réglage primaire
Seuls les alternateurs peuvent fournir de la puissance réactive afin de régler la tension. Le régulateur primaire de tension fixe automatiquement la puissance réactive fournie en fonction de la tension. Il agit sur la tension d’excitation de l’alternateur. C’est une régulation locale.
Réglage secondaire
Le réglage secondaire de tension est un réglage national. Plusieurs « points pilotes » sont choisis afin d’être la référence de tension dans une sous-région. Ces groupes réglants ont leur tension de référence automatiquement calculée et transmise par le dispatching national.
Réglage tertiaire
C’est un réglage manuel. Il correspond à l’ensemble des opérations ordonnées par le dispatching qui permettent d’assurer le maintien et/ou le rétablissement du plan de tension.
Références
RTE , Mémento de la sûreté du système électrique, ISBN - n° 2-912440-13-0, 2004
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