rte - poste 225 et 63 kvclients.rte-france.com/htm/fr/mediatheque/telecharge/...©rte 2004 174 pour...

166©RTE 2004

RTE - Poste 225 et 63 kV

©RTE 2004

A.1.1 La maîtrise des transits

A.1.2 Le réglage de la fréquence

A.1.3 Le réglage de la tension

A.1.4 La règle du N-k

A.1.5 Les marges d’exploitation

et le mécanisme d’ajustement

A.1.6 Les plans de protection

Annexe 1Fonctionnement du Système :notions de base

Annexe 1Fonctionnement du Système :notions de base

167

11AA

168©RTE 2004

Lors de l’indisponibilité d’une liaison,

le transit qui la traversait se reporte

sur les ouvrages voisins encore en service.

RTE - Ligne 225 kV ruinée au col du Lautaret

©RTE 2004169

Annexe 1 - Fonctionnement du Système : notions de baseA


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

- de la localisation des charges,

- de la localisation des groupes de production en fonctionnement,

- des échanges transfrontaliers,

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

- des impédances des ouvrages de transport.

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

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

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

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

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

©RTE 2004170

Les outils de conduite des dispatchings

permettent de surveiller

les transits en situation N ...

... et de détecter l’apparition

d’éventuelles contraintes en N - k.

©RTE 2004171



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

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

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

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

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

cas de déclenchement de A ;

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

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

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

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

©RTE 2004172

Fréquence

©RTE 2004173



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

La fréquence : une grandeur commune

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

La fréquence : une grandeur à surveiller

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

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

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

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

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

A.1.2.2 LES RÉGLAGES AUTOMATIQUES EN TEMPS RÉEL

A.1.2.2.1 Le réglage primaire de fréquence

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

©RTE 2004174

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

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

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

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

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

Quelques ordres de grandeur

Pn : Puissance nominale du groupe (MW)

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

Pn 1= . : statisme de la régulation

Fo K

1k = : gain statique

Pour une tranche de 900 MW :

K = 450 MW/Hz

= 0,04

k = 25

Quelques définitions

©RTE 2004175



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

Pour un groupe donné

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

Cette relation linéaire s’écrit sous la forme :

• Pour l’ensemble des groupes du réseau

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

Kj: Énergie réglante primaire du réseau.

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

Pbil = Kj(f1 - f0)

P - P0 = K (f - f0)

Pmax : Puissance maximale constructive

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

Pc : Consigne de puissance affichée

f0 : Fréquence de référence (50 Hz)

©RTE 2004176

Deux cas de positionnement du limiteur

©RTE 2004177



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

Pj= - K

jP

nj(f

1- f

0) / f

0

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

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

j) du réseau est grande.

A.1.2.2.2 - Le réglage secondaire fréquence-puissance

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

• Objectif du réglage secondaire

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

ides puissances

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

iodes échanges contractuels à respecter ( P

io> O :

exportation trop importante).

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

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

Pi+ K f = P

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

K f = action du réglage primaire français.

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

EST DIFFÉRENTE DE LA FRÉQUENCE DE RÉFÉRENCE

©RTE 2004178

L’objectif du réglage secondaire

fréquence-puissance (RSFP) :

- ramener la fréquence

à sa valeur de référence,

- ramener les échanges entre partenaires

à leurs valeurs programmées.

©RTE 2004179



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

i / K.

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

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

France + péninsule ibérique, si l’on respecte

la loi de Darrieus explicitée plus loin).

• Principe du réglage secondaire

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

Expression du niveau N(t) :

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

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

Le réglage secondaire va alors intervenir avec un double objectif :

• ramener la fréquence à sa valeur nominale f = f0

et

• ramener les échanges entre partenaires à leurs valeurs contractuelles.

E = f + Pi /

©RTE 2004180

.

.

Action du réglage secondaire en Europe

lors du déclenchement

d’un groupe de 1 300 MW en France

©RTE 2004181



Choix des paramètres du réglage secondaire

• Choix des paramètres et

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

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

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

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

On peut alors écrire :

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

Les termes à intégrer sont :

et

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

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

i= 0.

LOI DE DARRIEUS

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

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

du réseau perturbateur assurera la correction de la perturbation.

©RTE 2004182

Le respect, par chaque groupe,

de la contribution demandée par le réglage secondaire

permet d’assurer la qualité de la fréquence

et le respect du programme d’échanges.

183©RTE 2004



• Participation des groupes au RSFP

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

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

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

co+ N p

r

varie entre Pco

- pret P

co+ pr (P

coconsigne à 50 Hz et p

rparticipation du groupe).

La relation pr

= Pr

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

• Valeurs possibles de la participation

- Tranches nucléaires : pr= 5 % P

n, soit 50 MW pour un REP 900 MW.

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

n.

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

n.

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

• Pente de variation de la puissance

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

©RTE 2004184

En fin d'action des réglages primaire et secondaire

sur une perturbation… deux situations possibles

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

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

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

Notations :

P, : puissance au limiteurP

co: consigne à 50 Hz et N = 0

Pc

: consigne à 50 Hz

pr

: demi-bande de réglage secondaire pour un groupe

Pn

: puissance nominaleN : niveauP : puissance active fournie

f : écart de fréquenceP

i: puissance échangée avec l'étranger

©RTE 2004185



A.1.2.3 LES AJUSTEMENTS MANUELS EN TEMPS RÉEL

Le réglage tertiaire

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

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

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

©RTE 2004186

LE RÉGLAGE DE LA TENSION

EST UNE NÉCESSITÉ POUR

Exploiter le réseau en assurant la sûreté

Maintenir la tension d’alimentation

des clients dans les plages contractuelles

Respecter les contraintes

de fonctionnement des matériels

Minimiser les pertes

Utiliser au mieux la capacité

des ouvrages de transport

©RTE 2004187



A.1.3.1 POURQUOI RÉGLER LA TENSION ?

Satisfaire les clients, les distributeurs et les producteurs

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

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

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

Satisfaire les besoins du Système

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

Respecter les contraintes de fonctionnement des matériels

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

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

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

188©RTE 2004

QUELQUES ORDRES DE GRANDEUR

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

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

Pour une ligne 400 kV

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

A2 + C /2 . U

B2)

©RTE 2004189



La tension : une grandeur qui fluctue

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

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

A.1.3.2 TENSION ET RÉACTIF : UN COUPLE INSÉPARABLE

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

Les chutes de tension

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

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

V1- V

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

la charge, est égale à :

V= (R P + X Q) / V2

190©RTE 2004

RTE - Lignes 400 kV

Au-delà d’une certaine distance,

la puissance réactive

fournie par les alternateurs

ne peut pas parvenir là où on en a besoin.

La puissance réactive voyage mal.

©RTE 2004191



Pour une ligne THT, X 10 R :

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

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

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

La puissance maximale transmissible

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

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

On retrouve là une propriété bien connue :

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

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

V X Q / V2

192©RTE 2004

Puissance maximale

transmissible à une charge

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

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

U12

Pmax =2 X

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

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

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

Pmax = U1U2 / X

U1

2 cosPmax = .

Z 2 (1+cos(ß- ))

= angle de transport

U1 U2P = sin

X

©RTE 2004193



Pour une charge quelconque Zch

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

ch / Z = 1 et s'exprime de la maniè-

re suivante :

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

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

est le déphasage introduit par la ligne.

Cette expression de Pmax

montre, entre autres, que :

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

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

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

A.1.3.3 COMPENSATION DE LA PUISSANCE RÉACTIVE

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

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

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

U1

2 cosPmax = .

Z 2 (1+cos( - ))

194©RTE 2004

La stabilité en tension est dégradée

lorsque la tension d’exploitation baisse

ou lorsque les charges sont insuffisamment compensées.

Pour une tg donnée, la Pmax

transmissible augmente avec la tension de la source.

Pour un niveau de tension donné, la Pmax

transmissible augmente avec la compensation de la charge.

©RTE 2004195



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

Sur les réseaux de distribution

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

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

Sur les réseaux de transport

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

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

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

196©RTE 2004

Régler la tension suppose de maîtriser

les transits de puissance réactive

©RTE 2004197



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

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

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

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

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

A.1.3.4 RÉGLAGE DE LA TENSION DE RÉSEAU THT

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

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

198©RTE 2004

Limites constructives de l’alternateur :

le diagramme P-Q aux bornes du stator

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

Les limites du domaine correspondent à diverses contraintes physiques :

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

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

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

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

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

4

3

2

1

1

2

3

4

©RTE 2004199



Le réglage primaire automatique de tension

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

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

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

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

réellement disponibles et connues des opérateurs de conduite du Système.

Le réglage secondaire automatique de tension

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

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

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

automatique par le réglage secondaire de tension (RST).

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

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

200©RTE 2004

Mode de réalisation du RST

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

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

Réseau

tension stator U

Groupe de production iGroupe i + 1

Groupe i + 2

Jeu de barrespiloteTransmission de la tension du point pilote Vp

Régulateurde zone

Dispatchingrégional

Consigne UoNiveauN

ParticipationQr

Boucleen

réactif

Régulateurprimaire

de tension

Uex

réactif produit par le groupe

ConsigneVc

X

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

p

©RTE 2004201



Pour que ce dispositif soit efficace, il convient de disposer dans la zone de

groupes réglants capables de fournir une puissance réactive suffisante.

Il faut aussi qu’il soit possible de trouver des zones de réglage suffisammentindépendantes. Comme l’évolution du système électrique a accentué les cou-plages entre zones, ceci a conduit à développer un nouveau système, appeléréglage secondaire coordonné de tension (RSCT), utilisé dans la région Ouest,capable de tenir compte de ces interactions.

La bonne contribution du RST et du RSCT à la sûreté de fonctionnement duSystème demande bien sûr des actions appropriées des opérateurs : maintiende la disponibilité et de la performance des régulateurs, mise à disposition deliaisons de transmission fiables et performantes, respect des consignes d’ex-ploitation. Il faut aussi qu’un nombre suffisant de groupes participent auxréglages primaire et secondaire.

Le réglage tertiaire de tension

Le réglage tertiaire de tension est manuel. Il s’agit de l’ensemble des actionscommandées par les opérateurs des dispatchings pour coordonner le plan detension entre les différentes zones de réglage secondaire.

Les régleurs en charge de transformateurs

Afin de maintenir le plan de tension sur les réseaux 90 kV et 63 kV (et en HTA),les transformateurs THT/90-63 kV (et les transformateurs HTB/HTA) sont munisde régleurs en charge automatiques. En modifiant le rapport de transformationen fonction des variations de la tension au primaire, les régleurs permettent demaintenir la tension autour de la valeur de consigne au secondaire. Les chan-gements de prise sont effectués avec une temporisation initiale (passage de lapremière prise) de 30 secondes pour les transformateurs du réseau de trans-port (1 minute pour les transformateurs HTB/HTA), puis de 10 secondes pour lepassage des prises suivantes.

Très utiles en situation normale, ces dispositifs risquent en situation d’incidentde contribuer aux écroulements en tension (cf. § suivant).

202©RTE 2004

Illustration de l’action du RST

Considérons sur le réseau simplifié suivant que le groupe G2 enpleine fourniture de réactif déclenche à t = t

0

Évolution des tensions si le RST est hors service :

Évolution des tensions si le RST est en service :

©RTE 2004203



A.1.3.5 LE PROBLÈME DE L’ÉCROULEMENT DE TENSION

La marge qui sépare, à tout instant, le fonctionnement du Système de l’écrou-lement en tension dépend beaucoup des conditions d’exploitation du réseau :valeur de la tension, choix des prises des autotransformateurs et des transfor-mateurs principaux des groupes, évolution de la charge, topologie, points où latension peut être tenue par des groupes de production, déclenchements delignes, ... Elle peut se réduire soudainement en présence d’aléas, tels que ledéclenchement de groupes ou l’atteinte par les groupes de leurs limites deréactif.

Les régleurs en charge des transformateurs risquent de favoriser les écroule-ments de tension si des précautions ne sont pas prises. En effet, lorsqu’ilsdétectent une tension basse du côté des charges, ils provoquent des change-ments de prise jusqu’à retrouver la tension de consigne souhaitée. Ceci conduità augmenter les courants dans les lignes côté HTB et à accroître les chutes detension, en rapprochant toujours plus le point de fonctionnement du Systèmedu point critique caractérisant l’écroulement de tension. Dans ce cas, en France,des dispositifs automatiques permettent de bloquer les régleurs en charge surla prise courante, voire de revenir à une prise plus haute. Le critère de blocageest le franchissement d’un seuil minimal de tension sur un noeud électriquereprésentatif de chaque zone du réseau.

204©RTE 2004

La règle du N-k définit le niveau

de risque maximal accepté.

©RTE 2004205



L'exploitant du Système doit faire en sorte, qu'à tout instant, le Système resteviable après un aléa hypothétique sur la situation nominale conduisant à laperte(1) de k ouvrages (cf. § 2.3). Vis-à-vis de ce type d’aléa, il peut néanmoinstolérer un certain risque en fonction d'un arbitrage coût - sûreté.

Cette valeur de référence partage le plan "conséquences - probabilité" en quatredomaines distincts :

- la zone des risques acceptables (zone 4),

- la zone des risques inacceptables (zone 3),

- la zone des conséquences inacceptables (zone 2),

- la zone des risques pour laquelle l'exploitant du Système accepte de sollici-ter le plan de défense (zone 1).

Si les conséquences potentielles d'un aléa sont inacceptables (zone 2) ou si lerisque encouru est supérieur au risque maximal toléré (zone 3), l'exploitant duSystème doit ramener la coupure prévisionnelle aux niveaux tolérés ou, si cen'est pas possible, la minimiser, en prévisionnel et en temps réel.

Pour cela, il peut mettre en œuvre des moyens entraînant des surcoûts d'ex-ploitation. Lorsque plusieurs solutions sont possibles, il doit chercher à mini-miser les conséquences des événements redoutés.

La règle du N-k définit le niveau de risque maximal toléré, évalué par une

valeur de référence du produit "Probabilité de l’événement x Profondeur de

coupure" : plus la probabilité d’un événement est forte, plus la coupure admi-se (en MW) est faible.

(1) : Il s’agit bien de la perte d’ouvrages ; les ouvrages consignés sont déjà déclarés

hors service dans l’état nominal du réseau.

206©RTE 2004

SNET - Centrale de Provence

La perte d’un groupe de production ne doit pas avoir

d’impact sur l’alimentation de la clientèle.

©RTE 2004207



Le tableau ci-après dresse une liste d'événements types à prendre en compte etprécise, pour chacun, les conséquences et les risques tolérés.

©RTE 2004208

EDF - CNPE de Saint-Laurent-des-Eaux

Des réserves de puissance active

doivent être pré-disposées

pour assurer l’équilibre offre-demande

et résoudre les congestions sur le RPT.

©RTE 2004209




A.1.5.1 LES RÉSERVES ET MARGES D’EXPLOITATION

A.1.5.1.1 Les besoins de réserves

Conformément au rôle qui lui est assigné par l’article 15 de la loi n° 2000-108, RTEassure l'équilibre entre l’offre et la demande sur l’ensemble du système électriquefrançais et résout les éventuelles congestions du réseau public de transport, sur unhorizon allant de la préparation journalière en J-1 jusqu’au temps réel en J.

Chaque producteur gère la mobilisation des moyens nécessaires pour fournir laconsommation de ses clients, et certains aléas. RTE établit sa prévision deconsommation globale France et calcule les valeurs des réserves requises pourcouvrir les différents types d’aléas.

En temps réel, les réglages primaire, secondaire et tertiaire permettent de gérerl’équilibre offre-demande, en utilisant des réserves ménagées à cet effet. RTEévalue les réserves effectivement disponibles. Si celles-ci sont insuffisantes, RTEprocède à des ajustements sur les moyens de production.

A.1.5.1.2 Les aléas sur l’équilibre offre-demande

• Aléas sur la consommation

L'aléa météorologique (température, nébulosité) a une forte influence sur laconsommation : ainsi, en hiver ou inter-saison, un écart de température d'undegré se traduit par une variation de la consommation pouvant atteindre 1 600MW. De même, en été, lorsque la température est supérieure à 250 C, un degréde plus génère une sur-consommation pouvant aller jusqu’à 600 MW due aufonctionnement des divers moyens de production de froid (ce phénomèneaugmente chaque année avec le niveau d’équipement en appareils deventilation ou de climatisation).

Une autre perturbation sur la consommation est liée aux enclenchements oudéconnexions de charges en début et fin de périodes tarifaires (heurescreuses, EJP, …).

• Aléas sur la production

Les moyens de production, comme tous les composants du Système, sont affectésdans leur fonctionnement par un certain nombre d’événements fortuits et/ou delimitations entraînant, en temps réel, l’indisponibilité fortuite d’un certain volumede production.

©RTE 2004210

Depuis le 1er juin 1998,

la valeur recommandée par l’UCTE

est déterminée à partir de la courbe ci-dessous :

Cette courbe, de la forme :

Pr = a Lmax

+ b2 - b

est établie de manière empirique avec :

a = 10 et b = 150

Pr

= Demi-bande de réglage secondaire recommandée en MW

Lmax

= Charge maximale prévue de la zone de réglage en MWpour la période considérée

©RTE 2004211




• Variations sur les échanges internationaux

L’augmentation sensible des échanges est accompagnée d’une concentration desmodifications des programmes d’échanges à certaines heures et des"changementsde parallèle" de plusieurs milliers de MW entre la France et les autrespays sont courants. Dans ces phases de transition, le réglage secondairefréquence-puissance est fortement sollicité.

A.1.5.1.3 Définition et dimensionnement des réserves et marges

Réserve primaire

Dans un réseau interconnecté, la réserve primaire est la somme des réservesprimaires des groupes en réglage primaire. La réserve primaire d’un groupe estla marge de puissance allouée au réglage primaire de fréquence (cf. annexe A.1.2).

La règle UCTE prescrit pour la France une réserve primaire de 700 MW enpermanence (+ 150 MW si fréquence de référence à 49,99 Hz / - 150 MW sifréquence de référence à 50,01 Hz).

Réserve secondaire

Pour un GRT ou plusieurs GRT appartenant à un même bloc de réglage, la réservesecondaire est la somme des réserves secondaires des groupes asservis au réglagesecondaire fréquence-puissance.

La réserve secondaire (instantanée) d’un groupe correspond à la puissance (à lahausse ou à la baisse) encore disponible sous l'action du RSFP à un moment donné,compte tenu de la valeur du niveau N de RSFP à cet instant. Elle est égale à laParticipation au RSFP lorsque le niveau N de RSFP est égal à 0, hypothèse prise dansles études prévisionnelles.

RTE détermine pour chaque point demi-horaire le besoin de réserve secondaire : valeur re-commandée par l’UCTE pour les périodes où le gradient de la demande (con-sommation France + échanges internationaux) est faible (cf. page ci-contre) ou valeurmajorée pour les périodes où le gradient de la demande est fort, avec un minimum de500 MW quel que soit le niveau de la demande.

Réserve tertiaire

La réserve tertiaire, à la hausse ou à la baisse, est la puissance mobilisable en moinsd’une demi-heure. Elle est constituée à partir des offres d'ajustement soumises sur lemécanisme d’ajustement (cf. § 1.5.2 de cette annexe) qui ont un délai de mobili-sation compatible avec l'utilisation envisagée dans le cadre du fonctionnementnormal de ce mécanisme.

©RTE 2004

Elle comprend deux parties :

• la réserve tertiaire rapide : réserve de puissance mobilisable en moins de 15minutes, pour une durée garantie d’au moins une heure pour chaque acti-vation et au moins deux fois par jour.

D’une valeur minimale de 1 000 MW, la réserve tertiaire rapide a vocation àcompléter les contributions au service de réglage secondaire de la fréquence.

• la réserve tertiaire complémentaire : réserve de puissance mobilisable dansun délai compris entre 15 minutes et une demi-heure, pour une durée garan-tie d'au moins six heures consécutives pour chaque activation et au moinsune fois par jour.

D’une valeur minimale de 500 MW, la réserve tertiaire complémentaire est desti-née à reconstituer la réserve tertiaire rapide.

Réserve différée

Puissance mobilisable dans un délai supérieur à une demi-heure et dont l'utilisationest garantie pour une durée consécutive donnée. La réserve différée permet dereconstituer chaque fois que cela est nécessaire le niveau de réserve tertiaire à lahausse (ou à la baisse) voulu, donc le niveau de la marge d'exploitation.

Marge d’exploitation (ou Marge)

À l'instant t0, la marge d'exploitation pour une échéance donnée t

0+ d

correspond à la différence entre :

- d'une part, l’offre(1) connue à l’instant t0comme devant être disponible à t

0+ d

(à l’exception d'actions exceptionnelles ou de sauvegarde),

- d'autre part, la demande estimée à l’instant t0 comme probable à t

0+ d.

Pour une marge à la hausse (ou à la baisse), c'est la production maximale (ou la pro-duction minimale) offerte qui sera prise en compte.

Des disponibilités de réserves convenues entre GRT à l’horizon t0

+ d (réserves"communes") peuvent aussi s’intégrer, le cas échéant, à la marge d’exploitation.

212

(1) : Par offre on entend pour l’essentiel la production disponible ou déclarée comme tellepar les responsables de programmation dans les programmes d'appel et la produc-tion offerte dans le cadre du fonctionnement normal du mécanisme d'ajustement.

©RTE 2004213




Liens entre réserves et marge d’exploitation : exprimée d'une autre façon, lamarge est la somme algébrique des réserves secondaire (ou plus précisément dela participation au RSFP des groupes), tertiaire, différée, communes, qui

correspondent chacune à des caractéristiques particulières, et du "bouclage"(1) .

La marge d'exploitation courante correspond à la marge constatée à l'instantcourant t

0. Elle est établie à partir des valeurs courantes connues à l'instant t

0des

réserves et du bouclage et traduit le degré de sévérité de la situation vécue à t0.

Marge 15 minutes

Il s'agit de la puissance mobilisable en moins de 15 minutes. Elle est constituée dela réserve tertiaire rapide et de la réserve secondaire et doit permettre de com-penser la perte du plus gros groupe couplé (qui peut être d’environ 1 500 MW).

Quelles marges conserver ?

La marge requise est la marge jugée nécessaire pour respecter un niveau de risqueprédéfini de faire appel aux moyens permettant d’éviter une défaillance du systèmeélectrique liée à l’équilibre production-demande. Elle est fonction du niveau deproduction/demande, de la fiabilité estimée des moyens de production, de lacaractérisation des aléas de consommation, ...

Chaque jour, en J-1, RTE définit ce volume pour diverses échéances représentatives ets’assure, en J-1 puis en temps réel, que la marge disponible à ces échéances restesupérieure à la valeur requise. Il vérifie plus particulièrement que les offres présentessur le mécanisme d’ajustement permettent d’atteindre cet objectif.

Le risque admis

Les marges d’exploitation permettent de faire face aux aléas. Les fournisseurs ont laresponsabilité de constituer les marges leur permettant de se couvrir contre les risquesassociés à leurs engagements contractuels. Les textes règlementaires ne fixant pas leniveau de risque minimal pour lequel les acteurs doivent se couvrir, ces derniersdéterminent eux-mêmes ce niveau.

RTE, compte tenu de son expérience dans ce domaine, définit le niveau de risque qu’illui paraît pertinent de couvrir pour l’ensemble du système électrique français. Ceniveau est défini et valable pour les différents horizons temporels. Les règles

(1) : Le bouclage est un indicateur caractérisant le déséquilibre entre la production program-mée (en fait la somme des consignes de puissance active transmises aux producteurspar RTE) et la demande (consommation + échanges).

actuelles sont telles que la probabilité de faire appel à des moyens exceptionnelset actions de sauvegarde (interruption de contrat, délestage de clientèle, montéeà P

maxpour les groupes, ...) soit inférieure à :

- 1 % à la pointe du matin,

- 4 % à la pointe du soir.

Ordres de grandeur

À risque constant, la marge nécessaire évolue en fonction de l’horizon temporelconsidéré : à des échéances rapprochées, la marge requise diminue en volumepuisque les risques d’aléas décroissent et que l’avenir est de plus en plusdéterministe ; a contrario, aux échéances plus lointaines, le volume augmentepuisque l’incertitude sur les aléas s’accroît. L’accroissement du volume n’estcependant pas une fonction linéaire puisque doivent rentrer en ligne de compteles moyens qui peuvent être rendus disponibles d’ici à l’échéance du temps réel.

L’objectif, tel qu’il est d’usage dans les règles d’exploitation du Système, est dedisposer en temps réel d’une marge de 2 300 MW à échéance 2 heures etd’environ 1 500 MW à 15 minutes.

Marge d'exploitation en régime dégradé

La marge d'exploitation constituée ne permet pas, par définition, de faire face àn'importe quel aléa. Si elle se révèle insuffisante à l'approche de l'échéance sansqu'il soit possible de la reconstituer par les actions usuelles, il convient alorsd'utiliser les moyens prévus pour la conduite en régime dégradé.

En particulier, lorsque la marge à 2 heures ou celle à 15 minutes ne peut pas êtrerespectée, un message "Alerte situation critique pour marge insuffisante" estactivé par le CNES à destination des producteurs (cf. par ailleurs en A.1.5.2 le §"Insuffisance des offres d’ajustement").

214©RTE 2004

215©RTE 2004




A.1.5.2 LE MÉCANISME D'AJUSTEMENT

Pourquoi un mécanisme d’ajustement ?

Comme indiqué précédemment, RTE doit disposer, en préparation journalière et entemps réel, des marges lui permettant d’assurer l’équilibre offre-demande globalFrance et la résolution des congestions sur le RPT.

RTE incite les acteurs du marché à offrir les moyens disponibles pour constituer cesmarges. À cette fin, après une large concertation avec les différents acteurs concernés,RTE a mis en place le 31 mars 2003 un mécanisme d'ajustement (MA) qui permet demutualiser les moyens disponibles.

Ce dispositif fonctionne par soumission des offres des acteurs d’ajustement. Toutacteur qui le souhaite peut participer au mécanisme sous réserve qu’il respecte lesrègles validées par la Commission de Régulation de l’Énergie.

Les acteurs soumettent leurs offres d’ajustements. RTE fait appel à ces offres selonles besoins d’ajustement, en fonction des conditions associées (prix, conditionsd’utilisation des offres et contraintes techniques) et en tenant compte desconditions d'exploitation du Système. Les offres activées sont rénumérées au prixd’offre.

Représentant un volume physique brut (hausse et baisse) de l'ordre de 15 TWhannuels, le mécanisme d'ajustement offre ainsi un intérêt mutuel à chaque acteur :

- pour les différents offreurs, valoriser leurs capacités d'effacement ou leurssouplesses de production à la hausse comme à la baisse, tout en fixant tousles paramètres de l'offre (prix, période, conditions),

- pour RTE, assurer en permanence la sûreté du Système et faire émerger un prix deréférence pour le règlement des écarts.

Qu’est-ce qu’une offre d’ajustement ?

Chaque acteur transmet à RTE, en J-1 avant 16 h, un programme de production(programme d'appel ou PA) ou une référence de consommation et soumet, pourchacune de ses entités d'ajustement qu'il souhaite proposer, une offre définie par lesparamètres suivants :

- sens d'ajustement (hausse/baisse),

- période sur laquelle porte l’offre,

- prix éventuellement différent sur des plages horaires définies a priori,

- conditions d'utilisation.

Pour les producteurs, le volume de l’offre est implicite : il correspond respectivement àP

max - PA pour l’offre à la hausse, PA - P

minpour l’offre à la baisse.

Pour les consommateurs, l’offre correspond au volume d’effacement ou de sur-consommation possible par rapport à la consommation prévue.

Pour les autres acteurs, le volume de l’offre -à la hausse ou à la baisse- est exprimé demanière explicite.

Soumission des offres d’ajustement

Le mécanisme d’ajustement fonctionne en continu (24h/24) pour la transmissiondes offres à RTE (nouvelles offres, modification ou suppression d'offres soumisesprécédemment) et de manière séquencée pour la prise en compte des offres, surla base de guichets répartis sur la journée J. Chaque clôture de guichet est suivied’une période de neutralisation s'appliquant aux redéclarations d’offres. Surcette période, une offre ne peut être :

- activée par RTE,

- retirée ou modifiée par l’offreur.

Chaque acteur d’ajustement s'engage à ne pas proposer l'énergie mise à dispositionpar les différentes offres à un autre acteur et RTE s'engage à prendre en compte et àrespecter toutes les conditions d'utilisation déclarées de ces offres.

Mobilisation des offres d’ajustement

RTE mobilise les offres, en J-1 ou en temps réel, pour l’une au moins des causessuivantes :

• P = C, pour rétablir l'équilibre offre demande global France ;

• Réseau, pour résoudre une congestion sur le réseau national, sur le réseaurégional ou sur une interconnexion internationale ;

• Services Système, pour reconstituer les minima requis en réserve primaire etsecondaire ;

• Marge, pour restaurer la marge d’exploitation au niveau requis pour les diverses échéances futures.

216©RTE 2004

217




©RTE 2004

Le programme d'appel modifié par les demandes d'ajustement de RTE, tant en J-1qu'en temps réel, et éventuellement par des redéclarations des acteurs, devientle programme de marche.

L'ajustement est, quantitativement, la différence entre les deux puissances(programme de marche PM et d’appel PA).

Insuffisance d’offres d’ajustement

La disponibilité d’un volume suffisant d’offres à la hausse et à la baisse pour le respectdes niveaux de marges requis et la résolution des congestions réseau est vérifiée parle CNES et les URSE en J-1 et en temps réel.

En cas d’insuffisance d’offres, RTE alerte les acteurs d’ajustement selon des modalitésdécrites dans les règles dédiées (tous les acteurs pour les marges, certains pour lescongestions réseau) :

218©RTE 2004

- échéance supérieure à 8 heures : message d’alerte sur le MA, par lequel RTEsollicite des offres complémentaires ;

- échéance inférieure à 8 h : message "Notification de passage (du MA) enfonctionnement dégradé", éventuellement précédé ou suivi de l’envoi -via leSAS- de l’ordre de sauvegarde "Alerte situation critique pour margeinsuffisante" en cas de non respect du niveau de marge à la hausse requisà une échéance donnée (8 h, 2 h, 15 min). RTE peut alors mobiliser, audelà d’éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles.

219



©RTE 2004

A.1.6.1 NÉCESSITÉ DE PLANS DE PROTECTION

A.1.6.1.1 Origine et nature des défauts

Les ouvrages de transport d'électricité (lignes, câbles, postes) peuvent êtreaffectés au cours de leur fonctionnement d’un certain nombre de défauts d’iso-lement. On classe habituellement les causes de défauts en deux catégories :origine externe et origine interne.

Dans le premier cas, il s'agit des causes naturelles ou accidentelles indépen-dantes du réseau. On distingue deux grands types de causes externes :

• les perturbations météorologiques (orage, brouillard, givre, vent, …), quisont la principale cause de défaut sur les lignes aériennes ;

• les causes diverses et accidentelles : amorçages avec des corps étran-gers (branches, oiseaux…), amorçages avec divers engins (grues,engins de terrassement, …), pollution.

Dans le second cas, au contraire, les défauts ont pour origine le réseau lui-même. Les causes internes sont principalement les avaries de matériels(lignes, câbles, transformateurs, réducteurs de mesures, disjoncteurs, ...)engendrées par des ruptures mécaniques ou le vieillissement des isolants, etles manœuvres inopportunes qui peuvent être liées à une défaillance humaineou matérielle.

Un défaut a pour conséquence, dans la très grande majorité des cas, l'apparitiond'un courant de court-circuit qui doit être éliminé par la mise hors tension del'ouvrage en défaut. De ce fait, les défauts qui affectent les différents compo-sants du réseau constituent, vis-à-vis de la clientèle, la principale cause d'inter-ruption de fourniture d'énergie électrique.

Quelle qu’en soit la cause, un défaut peut être de deux natures diffé-rentes : il est dit fugitif si, après un isolement de courte durée, l’ouvrageconcerné peut être remis sous tension (contournement d'une chaîne d'isola-teurs dû à une surtension atmosphérique, par exemple). Il est dit permanent

lorsqu’il s’accompagne d’une avarie (ou d’une présomption d’avarie) de maté-riel nécessitant une intervention pour réparation ou contrôle avant remise enservice de l’ouvrage.

Les ouvrages de transport subissent de l’ordre de 10 000 à 12 000 courts-cir-cuits par an, dus très majoritairement aux conditions météorologiques : envi-ron 60 % pour la foudre et un peu plus de 20 % pour le givre, la neige collante,la pluie, le vent, la pollution saline, …). Les avaries de matériels interviennent àhauteur de 2 %, le reste étant dû à des causes diverses (contacts avec la végé-

©RTE 2004220

RTE - Vue intérieure d’un bâtiment de relayage 400 kV

Les systèmes de protection sont regroupés

dans des bâtiments de relayage

situés à proximité des installations HTB.

©RTE 2004221



tation et les animaux, incidents dont l’origine est chez les utilisateurs, actes demalveillance, aléas de cause inconnue).

Au delà des causes météorologiques, le nombre de courts-circuits aux 100 kmd’ouvrages par an est étroitement lié au niveau de tension : de l’ordre de 2-3 en400 kV, 7-8 en 225 kV, 9-12 en 90 kV et 15-20 en 63 kV.

A.1.6.1.2 Courants de court-circuit

Les courants de court-circuit engendrés par les défauts perturbent le bon fonc-tionnement du Système. Ils provoquent en effet :

- des chutes de tension (creux de tension) sur le réseau, dont l’amplitude et ladurée sont fonction de la forme -monophasée ou polyphasée- des défauts,de leur emplacement, ainsi que des temps d’élimination ;

- des contraintes d’échauffement et des efforts électrodynamiques au niveaudes matériels qui peuvent avoir des effets destructeurs si les limites detenue du matériel sont dépassées ;

- des contraintes dynamiques (en particulier, d’accélération) au niveaudes groupes de production.

Vis-à-vis de ces différentes contraintes, la durée des défauts est déterminanteet les temps d’élimination doivent être parfaitement maîtrisés.

A.1.6.1.3 Élimination des défauts

Lorsqu'un défaut apparaît sur un ouvrage du réseau, il faut mettre l'ouvrageconcerné hors tension en ouvrant le (ou les) disjoncteur(s) qui le relie(nt) au restedu réseau. Les fonctions de détection du défaut et de commande de déclenche-ment des appareils HTB concernés sont assurées par des dispositifs particuliers :les protections contre les défauts.

La fonction de protection est une des fonctions les plus critiques pour la sûre-

té du Système.

On attend des protections un fonctionnement sûr (pas de défaillance ni d’in-tempestif), sélectif (déclenchement des seuls disjoncteurs nécessaires à l'éli-mination du défaut) et rapide (pour minimiser les contraintes sur le matérielet préserver la stabilité des groupes de production).

©RTE 2004

Comme indiqué sur le schéma ci-dessus, les ouvertures sont limitées

aux deux disjoncteurs de la ligne en défaut : l’élimination est dite "sélective".

L'ensemble des protections d'un réseau constitue un "système de protection".Les systèmes de protection se déclinent en différents paliers techniques : Plan75, Plan 83, Plan 86. Chaque système doit être tel, qu'en cas de défaillanced'une protection ou d'un disjoncteur, un secours soit toujours assuré ; cesecours peut être réalisé soit localement (par exemple, par doublement desprotections, …), soit à distance par les protections des autres ouvrages duréseau. Le secours sera plus ou moins performant (en sélectivité, en rapidité,…) suivant la nature du réseau concerné : réseaux d'interconnexion, réseaux derépartition, ...

Exemple d’élimination en secours : cas d’un secours éloigné ;

on notera la perte de sélectivité avec ce type de secours.

Le système de protection des réseaux maillés (ou bouclés) est plus complexeque celui qui protège les réseaux en antenne, car en cas de défaut sur une ligned'un réseau maillé, le courant se répartit sur les différentes branches du réseau.

En 400 kV, il est nécessaire d'éliminer les défauts en un temps très court pour nepas compromettre la stabilité des groupes. Le système de protection fait appel àdes protections électroniques ou numériques associées à des asservissementsentre postes (accélération de stade, par exemple). Les temps limites d'élimina-

tion des courts-circuits triphasés francs, temps de fonctionnement des disjonc-teurs compris (50 ms), sont de l'ordre de :

- défauts lignes : 70 à 110 ms,

- défauts barres : 140 ms pour les postes ouverts, 100 ms pour les postes blindés.

- défauts avec défaillance d'un disjoncteur : 190 à 270 ms.

222

©RTE 2004223



En 225 kV, les équipements de protections électromécaniques tendent à dispa-raître au profit de l'électronique dans le cadre des programmes de renouvelle-ment, que cela soit au titre des contraintes de stabilité (postes proches desgroupes) ou au titre de la vétusté. L'utilisation d'asservissements entre postes(téléactions, ...), nécessaires dans le cas des postes proches, tend à se dévelop-per pour les autres installations (prise en compte de contraintes de qualité defourniture). Les temps maximaux d’élimination des courts-circuits triphasés

francs, temps de fonctionnement des disjoncteurs compris (70 ms), sont de

l’ordre de :

- défauts lignes : 120 à 150 ms pour les "postes proches", 140 à 800 ms engénéral pour les autres postes (< 250 ms si téléactions),

- défauts barres : 95 ms pour les "postes proches", de 600 à 800 ms pourles autres.

En HTB1, les systèmes de protection font encore largement appel à l’électro-mécanique ; les programmes de renouvellement conduisent à leur remplace-ment par des matériels de nouvelle technologie au titre de la qualité de fourni-ture ou au titre de la vétusté. En zone sensible, des asservissements entrepostes (téléactions) peuvent être utilisés. Les temps d’élimination sont du

même ordre de grandeur que ceux adoptés en 225 kV pour les "postes non

proches".

A.1.6.2 PROTECTION DES LIAISONS DU RÉSEAU

DE TRANSPORT CONTRE LES DÉFAUTS D’ISOLEMENT

Compte tenu des schémas d’exploitation des réseaux de transport à haute ettrès haute tension, on ne peut se contenter d’utiliser de simples relais d’inten-sité, tels ceux employés sur les réseaux radiaux. Le maillage du réseau imposeun système de protection plus sophistiqué pour tenir compte des différentsapports au défaut. Schématiquement, le principe en est le suivant :

224©RTE 2004

Toutes les protections détectent et localisent le défaut :

- les PXA et PXC localisent le défaut "extérieur" à l’ouvrage qu’elles protè-gent et n’ordonnent pas immédiatement le déclenchement ;

- les PXB localisent le défaut sur l’ouvrage qu’elles protègent et ordon-nent l’ouverture des extrémités de la ligne B.

Pour les lignes du réseau de transport, le système de protection répond à la

triple exigence de sûreté de fonctionnement, sélectivité et rapidité. Cela sup-pose la redondance matérielle, voire la complémentarité fonctionnelle, deséquipements utilisés au niveau de chaque départ (critère de sûreté de fonc-tionnement) et, selon le besoin, la mise en œuvre d'un système d'échange d'in-formations entre les protections des deux extrémités de l'ouvrage (critères derapidité et de sélectivité) ; on parle, dans ce dernier cas, de téléprotection.

On distingue deux grands types de protections :

• les protections utilisant des critères locaux élaborés à partir de la mesu-

re des courants et / ou tensions au niveau de chaque départ : ce sont lesprotections de distance qui permettent de situer l'emplacement dudéfaut par mesure de l'impédance à partir des réducteurs de mesure dudépart, qui déterminent l’emplacement des défauts et délivrent enconséquence ordres de déclenchement et téléactions ;

• les protections utilisant comme critère la comparaison de grandeurs

électriques aux extrémités de l'ouvrage : les deux principales sont lesprotections différentielles de ligne (différence de courant) et les protections

à comparaison de phases (écart de phase tension/courant).

A.1.6.2.1 Principe d'une protection de distance.

Avantages et inconvénients

Le principe de la protection de distance est schématisé ci-dessous : d’une part,pour les défauts entre phases et, d’autre part, pour les défauts phase-terre.

225©RTE 2004



La localisation du défaut est réalisée au niveau de la protection par deuxmesures de distance : la première couvre généralement 80 % de la longueur dela ligne, la seconde 120 %.

- La première, compte tenu des erreurs propres de mesure et des impréci-sions de la connaissance des caractéristiques de l'ouvrage, permet d'iden-tifier le défaut de façon sûre sur l'ouvrage et de procéder au déclenche-ment immédiat. Le défaut est alors dit en "zone 1" et éliminé en "1er stade".

- La seconde permet de couvrir le reste de l'ouvrage, mais a une portée qui vaau-delà des barres du poste opposé et couvre, dans une certaine mesure, lesdéparts qui y sont raccordés. Il est nécessairement temporisé pour êtresélectif vis-à-vis des défauts qui pourraient y survenir et qui doivent être éli-minés par les protections locales. Le défaut est alors dit en "zone 2" et élimi-né en "2ème stade".

Le schéma ci-dessous résume, dans le sens A vers B, cette façon de procéder(dans l’autre sens, les principes de fonctionnement sont les mêmes).

• Avantages : Cette protection détecte les défauts au-delà de l'ouvrage concer-né et présente ainsi l'avantage d'assurer des déclenchements en secourspour des défauts situés au poste B ou plus éloignés (défauts barres, défautslignes mal éliminés par suite d'une défaillance de disjoncteur ou de protec-tion). On parle alors d'un fonctionnement en "secours éloigné".

• Inconvénients : Elle est en revanche relativement lente en 2ème stade. Cetinconvénient peut être réduit en ayant recours à des échanges d’informationentre extrémités de l'ouvrage au moyen de systèmes de télétransmission ; onparle alors d'accélération de stade.

De plus, pour les liaisons courtes, la différenciation entre zones 1 et 2 atteint seslimites. Toutefois, ces protections peuvent encore être utilisées en ayant recoursau mode d'asservissement particulier dit à verrouillage.

stade - Départ

A.1.6.2.2 Principe des protections différentielle et à comparaison de phase -

Avantages et inconvénients

La protection différentielle de ligne (schéma de gauche) calcule l’écart entre lesvaleurs de courant mesurées aux deux extrémités de la ligne et le compare à unseuil prédéfini. En cas de dépassement, il y a déclenchement.

La protection à comparaison de phase (schéma de droite) fonctionne sur lemême principe mais la détection porte sur l’écart de phase entre tension et cou-rant aux deux extrémités de la ligne.

• Avantages : Outre leur insensibilité aux courants de transit, ces protections présentent l'avantage d'une meilleure sélection de la (ou des) phase(s) en défaut, enparticulier sur les files de lignes à deux circuits (cas de défauts affectant simulta-nément les deux circuits). De plus, la protection différentielle permet une protec-tion efficace des lignes comportant des piquages.

• Inconvénients : Par principe, ces protections sont insensibles aux défauts exté-rieurs et ne peuvent assurer le "secours éloigné". Aussi, doivent-elles être asso-ciées obligatoirement à une protection de distance.

Par ailleurs, elles nécessitent des circuits de transmission spécifiques à hautesperformances, notamment en terme de disponibilité (qui peuvent eux-mêmesconstituer un mode commun entre plusieurs ouvrages). Le coût qui en résultelimite son emploi au réseau 400 kV et aux liaisons souterraines.

A.1.6.2.3 Limites d'emploi de ces protections

Le domaine d'action des protections de distance, des protections différentiellesou à comparaison de phase est limité à l'élimination des défauts peu résistants(résistance de défaut inférieure à 30 ). Pour l'élimination des défauts résis-tants, on utilise des protections spécifiques dont le principe est la mesure de lapuissance homopolaire. Ces protections présentent l'inconvénient d'être lentes,ce qui est admissible car ce type de défauts est moins contraignant.

226©RTE 2004

227©RTE 2004



A.1.6.2.4 Types d'équipements et performances

pour les différents niveaux de tension

Le tableau ci-dessous précise, pour les cas courants, les matériels utilisés ainsique les performances moyennes (temps de fonctionnement des disjoncteurscompris).

Il indique le mode de redondance retenu de façon à assurer la sûreté de fonc-tionnement. La protection contre les défauts résistants n'est pas mentionnée,mais est prévue de façon systématique.

A.1.6.3 PROTECTION DES BANCS DE TRANSFORMATION

Schématiquement, un banc de transformation THT/HT comporte :

• le transformateur lui-même et ses équipements associés :

- le changeur de prise en charge (CPEC),

- le transformateur de point neutre (TPN), permettant de recréer un pointneutre HT en cas de couplage étoile-triangle,

- la réactance de mise à la terre (RPN) du point neutre THT ou du point neutre HT,

- le transformateur de services auxiliaires (TSA), alimentant les auxiliairesdu poste. Il est raccordé, soit au tertiaire du transformateur, soit au secon-daire du TPN (transformateur étoile-triangle),

• la liaison primaire, située entre le disjoncteur côté primaire (THT) et letransformateur,

• la liaison secondaire, comprise entre le secondaire du transformateuret les réducteurs de mesure installés côté HT.

La protection du banc de transformation fait l’objet de dispositions spécifiquescoordonnées avec la protection des lignes et des jeux de barres des postes. Ellese décompose selon les trois sous-ensembles suivants.

A.1.6.3.1 Protection du transformateur et des équipements associés

La protection du transformateur est assurée selon les principes suivants :

- protection Büchholz, qui est destinée à éliminer les défauts dans le trans-formateur en détectant les mouvements d'huile ou la présence de gaz,consécutifs à un amorçage interne,

- protection masse cuve, qui complète la précédente et détecte un amor-çage interne ou externe entre un élément sous tension et la cuve du trans-formateur par mesure du courant circulant dans la mise à la terre de lacuve (ce qui impose que la cuve soit isolée du sol par des cales isolantes).

La protection des équipements associés (CPEC, TPN, TSA) est assurée par deséquipements séparés du même type que ceux qui protègent le transformateur :protection Büchholz, protection masse cuve ou relais de courant de neutreselon les cas.

Schéma banc de transformation

228©RTE 2004

229©RTE 2004



A.1.6.3.2 Protection de la liaison primaire

La liaison primaire est généralement très courte ; elle ne comporte donc pas deprotection particulière. Les défauts affectant cette liaison sont éliminés en tantque défauts barres.

A.1.6.3.3 Protection de la liaison secondaire

Quel que soit le plan, les protections associées à la liaison secondaire assurentplusieurs fonctions :

- protection principale de la liaison secondaire,

- protection en secours de la liaison secondaire,

- protection de secours côté THT (élimination de l'apport du transforma-teur à un défaut THT) comme par exemple le déclenchement du transfor-mateur en secours de la protection principale de barres THT ou pour undéfaut THT mal éliminé,

- protection de secours côté HT (destinée à éliminer l'apport du transfor-mateur à un défaut HT),

- protection de débouclage HT (action sur le disjoncteur de couplage HT).

A.1.6.3.4 Performances des protections des transformateurs

Le tableau ci-dessous rappelle, pour les différents plans, les performances desdifférentes protections de barres utilisées sur les transformateurs (temps defonctionnement en millisecondes, ouverture du disjoncteur comprise) :

A.1.6.3.5 Reprise de service

Afin de faciliter l'analyse préalable à la reprise de service après déclenchementd'un transformateur, les informations relatives aux causes de déclenchementont été classées selon trois niveaux :

• Défaut certain : le défaut est sur le banc de transformation et toute tentati-ve de remise sous tension est prohibée. Il s'agit d'un déclenchement parBüchholz (transformateur, TSA ou TPN), différentielle de liaison secondaire(ou masse câble), défaut CPEC, maximum d'intensité neutre TSA, maximumd'intensité courant tertiaire.

• Défaut moins certain : le défaut est interne ou externe au banc de trans-formation et l’on peut éventuellement, après analyse, tenter une remise soustension. Il s'agit d'un déclenchement par masse cuve (exemple : amorçaged'un éclateur de borne) ou par protection de secours THT.

• Défaut extérieur : le défaut est externe au banc de transformation et il estnormal de tenter une remise sous tension du transformateur. Il s'agit d'undéclenchement sur défaut barres THT ou HT ou Défaillance disjoncteur, pro-tection de secours HT, maximum d'intensité neutre TPN ou RPN.

A.1.6.4 PROTECTION DES JEUX DE BARRES

DES POSTES DU RÉSEAU DE TRANSPORT

On désigne par "défauts barres" les défauts qui sont situés dans le poste à l'in-térieur de la zone délimitée par les transformateurs de mesure de courant quiéquipent les départs. Cette zone est appelée "zone barres".

Outre leur incidence sur le matériel, ces défauts peuvent être particulièrementcontraignants pour la stabilité des réseaux en THT, et pour la qualité de l'ali-mentation de la clientèle sur les réseaux de répartition THT et HT. Aussi, des sys-tèmes de protection particuliers sont-ils mis en œuvre pour détecter et localiserle tronçon de barres en défaut et procéder à sa mise hors tension. Leurs per-formances sont adaptées selon les rôles de chaque réseau : interconnexion,répartition, ...

De façon générale, le système utilisé pour l'élimination des défauts barres surles réseaux THT est constitué :

• d'une protection différentielle de barres, réalisant l'élimination dudéfaut par ouverture locale, au poste concerné, des couplages et tronçonne-ments délimitant le tronçon de barres en défaut et des disjoncteurs desdéparts aiguillés sur ce tronçon de barres ;

©RTE 2004

230

231©RTE 2004



• d'une protection de débouclage de barres, intervenant en secours et réa-lisant la séparation du tronçon de barres en défaut par rapport au reste duposte (débouclage des barres), complétée par le fonctionnement en deuxiè-me stade naturel des protections de distance des départs encadrant le tron-çon de barres en défaut, assurant ainsi l'élimination totale du défaut.

Le principe de fonctionnement de ces systèmes est présenté ci-après.

A.1.6.4.1 Protection différentielle de barres

La protection différentielle de barres réalise la somme des courants sur les dif-férents tronçons de barres du poste. Si, sur un tronçon, celle-ci n'est pas nulle,il y a défaut barres. Le défaut est alors éliminé par ouverture locale des dis-joncteurs des départs alimentant le tronçon de barres en défaut ainsi que desdisjoncteurs de couplage ou de tronçonnement l’encadrant. Cette fonction estréalisée par un équipement unique centralisé, indépendant des protections desdéparts.

Schéma de principe de la protection différentielle de barres

En cas de défaut barres, la protection différentielle ne fait déclencher que lesdisjoncteurs qui sont raccordés sur le sommet en défaut. La protection diffé-rentielle de barres doit donc connaître le schéma électrique du poste. Elle utilisepour cela les positions des sectionneurs d’aiguillage des différents départs.

A.1.6.4.2 Protection de débouclage de barres

L’élimination du défaut est réalisée en deux étapes :

1) ouverture, dans le poste en défaut, du disjoncteur de couplage pour"déboucler" les barres et isoler ainsi la barre en défaut du reste du poste ;

2) ouverture, dans les postes encadrants, des départs alimentant toujoursle défaut.

233©RTE 2004

A.1.6.4.3 Protection de supervision

La protection de supervision est une protection de débouclage de barres parti-culière, utilisant, pour assurer la fonction débouclage, une protection différen-tielle simplifiée prenant en compte uniquement la somme des courants traver-sant les départs indépendamment de leurs aiguillages.

Cette protection, utilisée uniquement en 400 kV pour la protection de secoursdes postes stratégiques, présente l'avantage d'être plus rapide qu'une protec-tion de débouclage classique.

A.1.6.4.4 Mise en œuvre et performances

Le tableau ci-dessous rappelle les performances des protections de barres utili-sées sur les différents niveaux de tension (temps d'ouverture du disjoncteur com-pris : 50 ms en 400 kV et 50 à 80 ms en 225 kV). Les protections principales sontnotées "Pp" et les protections de secours "Ps".



À noter, le cas particulier des postes sous enveloppe métallique (PSEM) qui,en principe, sont équipés d’une protection différentielle de barres quel quesoit leur niveau de tension.

rte - poste 225 et 63 kvclients.rte-france.com/htm/fr/mediatheque/telecharge/...©rte 2004 174 pour...

Documents