Bilan Sûreté 2014

Direction de l'audit et des risques Mission Audit Sûreté Tour Initiale 1 terrasse Bellini-TSA 41000 92919 La défense CEDEX TEL: 01 02 26 48 FAX: 01 41 02 24 04

www.rte-france.com

Anne-Marie DENIS 26 juin 2015

Bilan Sûreté 2014

66 Pages

Rte publie chaque année le bilan sûreté de l’année écoulée en rappelant quelques résultats des années précédentes, afin de faciliter les comparaisons et l’analyse des tendances dans la durée. Le bilan 2014 souligne les éléments principaux à retenir concernant la sûreté du système électrique, sans se limiter au seul bilan factuel des Evénements Significatifs Système (ESS). Il décrit les différentes dimensions qui contribuent à la construction de la sûreté actuelle et future, ainsi que l'interaction entre les différents acteurs du système électrique à l'échelle du système interconnecté européen. Pour en faciliter la lecture, le plan du document a été remanié cette année.

R-SG-DAR-MAS-2015 – 00040 Indice : 1.0

Bilan sûreté 2014

Page : 2/66

Copyright RTE. Ce document est la propriété de RTE. Toute communication, reproduction, publication même partielle est interdite sauf autorisation écrite du Gestionnaire du Réseau de Transport d'Electricité (RTE)

SOMMAIRE

Synthèse ................................................................................................................................................ 3

1. Préambule ....................................................................................................................14

2. Synthèse des ESS ........................................................................................................14

2.1 ESS A et B ...................................................................................................................15

2.2 Cas particulier des ESS production .................................................................................17

3. Situations d'exploitation pour l’année 2014 ...................................................................17

3.1 Conditions climatiques ..................................................................................................17

3.2 Gestion de l'équilibre offre / demande court terme .........................................................18

3.2.1 Les échanges ...........................................................................................................18

3.2.2 Consommation et production ....................................................................................19

3.2.3 Prévisions de consommation court terme ...................................................................19

3.2.4 Marges d'exploitation ................................................................................................20

3.2.5 Réserves primaire et secondaire du réglage fréquence / puissance (f/P) ......................20

3.2.6 Tenue de la fréquence ..............................................................................................20

3.2.7 Réglage automatique de la fréquence ........................................................................22

3.2.8 Préparation à l’éclipse du 20 mars 2015 .....................................................................22

3.3 Gestion de la tension ....................................................................................................23

3.4 Gestion des échanges aux frontières..............................................................................25

3.4.1 Gestion des flux physiques ........................................................................................25

3.4.2 EOD de la Belgique pour l’hiver 2014-2015 ................................................................25

3.4.3 Evolution des marchés européens de l’électricité ........................................................26

3.4.4 Couplage des marchés Flow Based ............................................................................26

3.4.5 Préparation à la mise en conduite de l’interconnexion HVDC France-Espagne ...............26

3.5 Gestion des congestions internes ...................................................................................26

3.6 Courts-circuits affectant les ouvrages de transport .........................................................27

4. Composantes matérielles de la sûreté ..........................................................................28

4.1 Groupes de production .................................................................................................28

4.1.1 Parc de production ...................................................................................................28

4.1.2 Contribution aux réglages et limitations en réactif ......................................................28

4.1.3 Îlotages et essais de renvoi de tension ......................................................................29

4.2 Equipements du réseau : fonctionnement des matériels et évolutions ..............................30

4.2.1 Fonctionnement des protections, automates et du contrôle-commande .......................30

4.2.2 Indisponibilité des ouvrages de transport ...................................................................31

4.2.3 Vols de terre ............................................................................................................32

4.2.4 Dysfonctionnement des matériels poste .....................................................................32

4.2.5 Capacités des liaisons : IST et « Ampacité » ..............................................................33

5. Outils, projets et perspectives élargies .........................................................................34

5.1 Systèmes de conduite ...................................................................................................34

5.1.1 Systèmes national et régionaux de conduite ...............................................................34

5.1.2 Système d’Alerte et Sauvegarde ................................................................................34

5.1.3 Outil EAS (ENTSO-E Awareness System) ....................................................................35

5.2 Outils d’études réseau ..................................................................................................35

5.3 Outil de prévision EnR ..................................................................................................36

5.4 Systèmes de télécommunication de sécurité...................................................................37

5.5 Méthodes .....................................................................................................................38

5.6 Sécurité du système informatique ..................................................................................39

5.7 Interface RPT / RPD .....................................................................................................39

5.8 Dispositifs de modération et d’effacement de la consommation .......................................40


Bilan sûreté 2014

Page : 3/66


6. Structure du système et règles de conception ..............................................................41

6.1 Principales évolutions du réseau en 2014 .......................................................................41

6.2 Bilan prévisionnel 2014 .................................................................................................41

6.3 Schéma décennal, investissements annuels ....................................................................43

6.4 Projets off-shore ..........................................................................................................44

7. Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisations ..............................44

7.1 Moyens humains et partage ..........................................................................................44

7.1.1 Facteurs humains (FH) .............................................................................................44

7.1.2 Formation et compétences ........................................................................................45

7.1.3 Culture sûreté vers l’externe .....................................................................................46

7.1.4 Partage avec les GRT étrangers.................................................................................46

7.2 Organisation interne et pilotage ....................................................................................46

7.2.1 Cellule nationale « contrôle des performances » .........................................................46

7.2.2 Comité de déploiement des codes .............................................................................47

7.2.3 Comité de pilotage Exploitation .................................................................................47

7.2.4 Comité Maintenance Réseau .....................................................................................47

7.3 Rencontres avec les producteurs ...................................................................................48

7.3.1 Contrôle des performances .......................................................................................48

7.3.2 Réunions avec les producteurs, comités mixtes ..........................................................48

7.4 Exercices de crise .........................................................................................................49

8. Évolution des référentiels sûreté et des règles de contractualisation ............................50

8.1 Directives, décrets, arrêtés (Europe - France) ................................................................50

8.2 Documentation Technique de Référence (DTR) ..............................................................50

8.3 Référentiel inter-GRT et thématiques sûreté à ENTSO-E .................................................51

8.3.1 « Policies » ..............................................................................................................51

8.3.2 Production distribuée et risque de délestage ..............................................................51

8.3.3 Autres thématiques ENTSO-E relatives à la sûreté ......................................................52

8.4 Référentiel interne Rte ..................................................................................................53

8.5 Règles et contractualisations concourant à la sûreté .......................................................53

8.5.1 Services Système tension ..........................................................................................53

8.5.2 Services Système fréquence ......................................................................................53

8.5.3 Mécanisme d’ajustement ...........................................................................................54

9. La sûreté au-delà de Rte ..............................................................................................54

9.1 Au niveau d’ENTSO-E ...................................................................................................54

9.1.1 Codes réseaux .........................................................................................................54

9.1.2 TYNDP .....................................................................................................................55

9.1.3 Common Grid Model Exchange Standard (CGMES) .....................................................56

9.2 Coopération entre GRT .................................................................................................56

9.3 Projets de R&D en partenariat .......................................................................................57

10. Audits sûreté .............................................................................................................59

11. En conclusion ...........................................................................................................60

Annexes : glossaire thématique, glossaire syntaxique


Bilan sûreté 2014

Page : 4/66


Synthèse du bilan sûreté 2014

Rte publie chaque année le bilan sûreté de l’année écoulée. Le document présent fournit les principaux éléments relatifs à la sûreté de fonctionnement du système électrique pour l'année 2014, et les actions en cours pour préparer la sûreté de demain, dans un contexte de réseau européen interconnecté. Il permet également d’effectuer des comparaisons avec les années précédentes et de dégager des tendances pluriannuelles dans différents domaines.

1- Evénements significatifs système

• des résultats meilleurs qu’en 2012 et 2013

Rte mesure chaque année la sûreté d’exploitation du système électrique en capitalisant les Evénements Significatifs Système (ESS), classés selon une échelle de gravité allant de 0 à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents dont les origines peuvent être multiples. L’échelle de Rte est compatible avec l’échelle ICS (Incident Classification Scale) à quatre niveaux d’ENTSO-E. Avec 30 ESS A et 1 ESS B, le bilan de l’année 2014 reflète des résultats meilleurs qu’en 2012 et 2013. L’événement le plus pénalisant en 2014 a été la perte pendant une durée supérieure à deux heures, du Système Régional de Conduite (SRC), dont les conséquences se sont traduites par des pertes d’observabilité sur la région Sud-Est, entraînant le basculement en assistance dispatching vers les groupements de postes de la plaque. Pour les ESS A, on note une baisse dans toutes les rubriques (réseau, exploitation, production, distribution), à l’exception de celle relative aux moyens de conduite. La modification de la grille des ESS, applicable au 1er janvier 2014, conduit en effet à élargir le périmètre de capture dans cette rubrique afin d’en renforcer les exigences. Parmi les ESS A, on dénombre 4 ESSA provoqués par des pertes d’outils d’étude pour la conduite pendant plusieurs heures, 3 ESSA pour déclenchement définitif de plusieurs départs dans des postes 400 kV et 225 kV, 2 ESS A pour perte de serveurs en régions, 2 ESS A pour baisse de production et réduction des marges d’exploitation, 2 ESS A pour échec d’essai périodique de renvoi de tension vers des groupes nucléaires. Pour ce qui concerne les pertes d’asservissement des groupes aux réglages primaire et secondaire de fréquence et tension pendant plus de deux heures (classés ESS 0), on note en 2014 un comportement très similaire à celui de 2013, globalement satisfaisant. 2- Situations d’exploitation rencontrées

• météo clémente • consommation brute en baisse • exportations les plus élevées depuis 2002 • échanges infra-journaliers à la hausse

D’un point de vue météorologique, l’année 2014 a été exceptionnellement chaude en France et en Europe, avec un été particulièrement frais. Sur l’ensemble de l’année, les températures ont été en moyenne supérieures de 1,2°C par rapport aux températures normales. Le pic de consommation à 82 500 MW, le plus faible depuis 2004, se situe à 19 600 MW en-deçà du pic historique de février 2012. Le gradient de température en hiver à 2 400 MW/°C reste stable. La consommation brute est en recul de 6% par rapport à celle de 2013. Elle s’établit à 465,3 TWh, soit le niveau le plus bas depuis 2002. La grande variabilité des niveaux de consommation d’une année sur l’autre, tant en énergie annuelle qu’en puissance de pointe, montre que le système électrique doit s’adapter à des conditions climatiques très contrastées et incertaines, notamment aux vagues de froid. Avec 65,1 TWh, le solde annuel exportateur de la France atteint son niveau le plus élevé depuis 2002. Le solde est exportateur avec tous les pays limitrophes, sauf avec l’Allemagne. On note la situation particulière des exportations vers la Belgique durant l’hiver 2014-2015 (16,6 TWh) pour assurer l’équilibre offre/demande belge en dépit des indisponibiltés du parc belge. La variabilité croissante des situations d'import ou export à toute période de l'année, et donc celle des flux physiques sur le réseau, se confirme d'année en année avec la croissance des ENRs et les possibilités d'optimisation court terme sur les marchés. Les échanges infra-journaliers atteignent 15% des échanges contractuels aux frontières.


Bilan sûreté 2014

Page : 5/66


2-1 Equilibre offre-demande court terme et fréquence • des manques de souplesse dans les moyens de gestion de l’EOD • quelques changements de parallèles complexes • une tenue de fréquence globalement meilleure qu’en 2013

Avec 8 déficits de marge à la hausse et 3 à la baisse, l’année 2014 s’est avérée moins contrainte que 2013 pour la gestion de l’équilibre offre-demande. Sur une année qui a été clémente, et avec une bonne disponibilité du parc français, ces insuffisances de marge à échéance peuvent cependant révéler un besoin croissant de souplesse dans le pilotage de l’équilibre offre-demande, dans un contexte de mix énergétique en forte évolution. Ce constat souligne la nécessité pour Rte, de renforcer ses exigences contractuelles et de poursuivre ses actions de surveillance et de sensibilisation des acteurs, pour s’assurer de la bonne déclaration des contraintes techniques des groupes par les producteurs, et des réalisations effectives sur le Mécanisme d’Ajustement.

La tenue de la fréquence du système interconnecté européen a confirmé, dans la tendance de 2013, une décroissance significative du nombre d’écarts tant à la baisse qu’à la hausse. Le cumul annuel des situations les plus risquées pour lesquelles le système européen a consommé une grande partie de sa réserve primaire et présente donc un risque face à la survenue d’un nouvel aléa, s’établit à 59 mn (1h 34 mn en 2013). Avec un minimum à 49,87 Hz, l’année 2014, n’a pas connu d’écart supérieur à 150 mHz. Pour ce qui est des fréquences hautes, on enregistre une excursion à 50,127 Hz (50,145 Hz en 2013), plus éloignée du seuil à risque de déclenchement de 50,2 Hz pour les installations photovoltaïques. Un ESS A (trois en 2013) a été enregistré pour un écart de fréquence à la hausse supérieur à 100 mHz , observé pendant 1 minute et 30 secondes lors du changement de parallèle de 01h00 le 18/12. La qualité du réglage sur la zone française, et sa contribution à la maîtrise des écarts de fréquence européenne sont systématiquement suivies par un indicateur qui mesure le nombre de fois où l’écart de réglage fréquence-puissance français contribue à la dégradation de la fréquence, sans être résorbé en moins de 15 minutes. La tendance de cet indicateur reflète une augmentation des situations pour lesquelles les moyens à la disposition des opérateurs ne présentent pas suffisamment de souplesse pour absorber rapidement les fluctuations importantes de puissance, notamment aux heures rondes avec changement de parallèle de plusieurs GW. Pour anticiper au mieux les situations pour lesquelles l’écart de réglage français pourrait contribuer à une dégradation de la fréquence européenne et préparer la mise en œuvre des actions nécessaires, Rte a développé l’outil prévisionnel MARTI (Modèle d’Anticipation de Réglage Temps-Réel Infrajournalier). Les opérateurs peuvent ainsi élaborer les stratégies d’ajustement en fonction des moyens disponibles et de leur délai de mise en œuvre, afin de maîtriser la fréquence. En Octobre 2014, les outils de gestion de l’EOD court-terme utilisés au CNES (Centre National d’Exploitation Système) ont fait l’objet d’une présentation à l’ENTSO-E, dans la perspective de davantage d’harmonisation et de coordination autour des méthodes et outils. Parallèlement, ENTSO-E a mené en 2014 des travaux permettant de déterminer la robustesse du système interconnecté face aux aléas de 1000 MW et plus, en corrélant la déviation de fréquence à l’amplitude de l’aléa. Ce type de suivi pluriannuel s’avère nécessaire pour caractériser les situations à risque fréquence, d’autant plus que l’inertie globale du parc européen tend à décroître du fait de l’implantation des EnR et de la multiplication d’injecteurs de type station de conversion. Enfin, dès mi-2014, Rte et les GRT Européens ont engagé des travaux préparatoires d’analyse de risque et de coordination pour maîtriser l’EOD et la fréquence européenne lors de l’éclipse du 20 mars 2015.

2-2 Gestion de la tension • méthodologie d’étude des tensions hautes • installation de nouveaux moyens de compensation (CSPR de Nanterre)

L’année n’ayant pas connu de période très froide, ni de transits transfrontaliers particulièrement contraignants, le risque d’écroulement en tension a été faible et aucune dégradation significative de tension à la baisse n’a été enregistrée. Les avaries sur les batteries de condensateurs 400 kV ont pu être gérées à la faveur d’un hiver particulièrement doux. Cependant, en prévision d’hivers plus froids et de conditions plus difficiles, Rte a poursuivi ses efforts en mettant en conduite de nouveaux moyens de compensation, en perfectionnant leur contrôle commande, en se dotant de moyens d’études détaillées et en poursuivant les travaux avec les producteurs, sur les capacités des groupes à fournir ou absorber de l’énergie réactive.


Bilan sûreté 2014

Page : 6/66


L’année 2014 a ainsi vu l’installation de batteries de condensateurs dans le sud-ouest et en Normandie, ainsi que d’un CSPR (Compensateur Statique d’Energie Réactive) au poste 225 kV de Nanterre, destiné à améliorer la tenue de tension de l’ouest parisien. Les travaux sur le renforcement du plan de défense en tension ont été poursuivis. L'apparition de tensions trop hautes, moins directement critiques pour la sûreté, nécessite pour les gérer l’enclenchement de selfs, la mise hors tension de liaisons et l'absorption de puissance réactive par les groupes de production, ce qui peut conduire à fragiliser le système électrique. L'occurrence de ces situations est renforcée par le développement des réseaux souterrains et la croissance des ENR en HTA. Des travaux en concertation avec les producteurs et les GRD sont en cours dans le cadre de l’élaboration des nouvelles règles services système tension, qui permettront de bien répondre au besoin de gestion des tensions basses et des tensions hautes. La méthode d’étude des tensions hautes pour décision d’investissement, expérimentée en 2013, a été validée ; elle est désormais appliquée dans plusieurs études sur l’ensemble de la France. Dans le sud-est, des études ont été engagées avec TERNA pour la gestion coordonnée du plan de tension sur la zone transfrontalière. Ces démarches communes avec d’autres GRT autour de la gestion des tensions hautes, sont amenées à se renforcer dans le futur.

2-3 Gestion des échanges aux frontières, gestion des congestions • préparation à la mise en conduite de la liaison France-Espagne • report du couplage des marchés par la méthode Flow Based • mise en test du « filet de sécurité » PACA

La gestion des flux sur le réseau français a été globalement bien maîtrisée en 2014, ceci à la faveur de facteurs conjoncturels, mais aussi structurels et organisationnels, avec notamment une efficacité de gestion renforcée à la maille régionale via CORESO, permettant la mise en œuvre d’actions coordonnées entre GRT. Comme en 2013, les limites de capacité d’échange entre la France et l’Allemagne ont été atteintes près de la moitié du temps, en raison de contraintes sur les réseaux, provoquées par la production éolienne du Nord de l’Allemagne. Côté Espagne, l’interconnexion a été saturée 67% du temps, dont 45% de la France vers l’Espagne. La capacité d’échange entre les deux pays sera doublée en 2015 avec la mise en service de la liaison HVDC Baixas-Santa Llogaia. L’année 2014 a vu se dérouler avec REE, de nombreux travaux de préparation à la mise en conduite de l’ouvrage, notamment la définition du mode d’exploitation hybride panachant les modes de « consigne point fixe » et « émulation signal alternatif ». La liaison France-Angleterre a connu cette année une bonne disponibilité, ce qui a permis d’augmenter les échanges avec l’Angleterre. Rte a mis en place avec ELIA et TENNET-NL un processus opérationnel piloté par CORESO et approuvé par l’ensemble des régulateurs de la zone CWE, donnant la possibilité, en situation de crise, de modifier les NTCs de la zone CWE pour augmenter les capacités d’importation de la Belgique, et lui permettre ainsi de faire face à l’indisponibilité de plusieurs groupes nucléaires. A la demande d’ELIA, la mise en place opérationnelle du couplage de marchés par la méthode Flow Based, qui modélise le lien entre les échanges commerciaux et les flux physiques, initialement prévue fin 2014 a été reportée à mai 2015, après un « parallel run » fructueux qui a permis de renforcer la coordination opérationnelle au sein de la zone CWE, et l’harmonisation des règles de sûreté. Enfin, à l’automne 2014, le « filet de sécurité PACA » a été mis en service pour tests. Avec trois nouvelles liaisons souterraines à 225 kV et des selfs adaptées, il permettra de renforcer la structure d’alimentation de la zone.

2-4 Courts-circuits • fort taux de foudroiement des ouvrages, • engagement du projet de Localisation Automatique de Défaut

Le fort taux de foudroiement en 2014 a provoqué une hausse du nombre de courts-circuits sur les ouvrages de transport. Cependant, cette hausse n’a pas eu d’impact sur la fréquence de coupure qui a d’ailleurs affiché une baisse par rapport à 2013. A l’échelle nationale, les causes principales des courts-circuits sont d’origine atmosphérique : 50% dus aux orages (ce taux atteint 84% dans le sud-est), 5,3% dus au vent et aux inondations. Les avaries matérielles comptent pour 2,9% des causes


Bilan sûreté 2014

Page : 7/66


avérées. On constate en 2014 un taux de causes avérées de 62%, en retrait par rapport à 2013. Parmi les causes "présumées", une part prépondérante revient à l'activité avifaune. Avec 2,8% du total, la part de défauts permanents est en recul. Ces défauts permanents conduisent à la perte de l’ouvrage, alors que les courts-circuits fugitifs n’affectent pas la disponibilité des ouvrages lorsque les protections fonctionnent correctement. Seuls 5% des défauts affectant le réseau 400 kV sont polyphasés. Dans des conditions particulières d’exploitation, un défaut polyphasé mal éliminé peut engager la stabilité transitoire des groupes. A cet égard, les temps d’élimination constatés en 400 kV montrent que la très grande majorité des défauts a été éliminée en respectant le temps critique d’élimination. Le risque d’une perte de stabilité a donc été faible. Au vu du grand nombre de défauts affectant annuellement le réseau, notamment en période d’orage, et leurs conséquences sur les coupures de clientèle, Rte a engagé en 2014 le projet LAD (Localisation Automatique de Défaut) qui permettra de localiser plus rapidement le défaut sur l’ouvrage et donc de diminuer la durée d’indisponibilité de celui-ci. 3-Composantes matérielles de la sûreté

3-1 Groupes de production • Réduction des écarts des capacités réactives des groupes • 85% îlotages de groupes nucléaires réussis • 90% renvois de tension vers les groupes nucléaires réussis

La contribution des groupes à la tenue de tension leur confère un rôle important en matière de sûreté. Les limitations en fourniture de réactif peuvent être pénalisantes pour la gestion des tensions basses (risque d’écroulement) ; les limitations en absorption quant à elles, peuvent conduire à des tensions hautes (risques pour les matériels). EDF et Rte échangent deux fois par an sur les capacités réactives des groupes et leurs limitations, ce qui permet à Rte de mener des études dynamiques de tension précises, en utilisant des diagrammes Q/U réalistes. La dynamique impulsée ces dernières années en matière de réduction des écarts des capacités réactives des groupes a été confirmée en 2014 : les écarts cumulés en absorption se situent en-deçà de l’aléa industriel dit « normal » ; les écarts cumulés en fourniture marquent aussi une nette baisse et devraient s’aligner sur l’aléa « normal » courant 2015. Dans l’éventualité de la mise hors tension d’une importante portion du territoire après un incident de grande ampleur et de la reprise de service, Rte et EDF réalisent chaque année des essais d’îlotages de groupes nucléaires et de renvois de tension vers ces groupes. Ces essais tournants permettent de vérifier tous les quatre ans les capacités d’îlotage des tranches, le comportement physique des matériels des files de renvoi et d’entraîner les opérateurs de Rte et EDF à agir efficacement ensemble dans ces situations rares et stressantes.

3-2 Equipements réseau • 83% des défauts sur le réseau 400 kV éliminés en moins de 80 ms • 95,4% de disponibilité des protections et automates sollicités sur défaut • toutes les liaisons en IST au 1er janvier 2015

L’analyse de l’élimination des défauts par les protections et disjoncteurs fournit des informations quant à l’adéquation du plan de protection et l’efficacité de la maintenance des équipements. En 2014, 83% des défauts affectant le réseau 400 kV ont été éliminés en moins de 80 ms et 94% en moins de 100 ms. Ces mesures sont en accord avec la valeur de référence de 80 ms retenue par l’exploitation pour préserver la stabilité. La disponibilté des protections et automates sur défaut a été quant à elle, de 95,4%. 8 ESS 0 sont dus à un dysfonctionnement des protections différentielles de barre 400 kV et 225 kV. Ces protections qui jouent un rôle majeur pour l’élimination rapide et sélective des défauts font l’objet d’une politique de renouvellement, en adéquation avec les taux d’anomalie constatés pour les différents paliers techniques. Concernant les protections numériques contre les ruptures de synchronisme, on note en 2014 un dysfonctionnement sur une ligne transfrontalière 225 kV avec la Belgique. L’indisponibilité des ouvrages de transport, toutes causes confondues a été plus élevée qu’en 2013, avec des chiffres qui se rapprochent de ceux de 2012. On note en revanche en 2014, une bonne disponibilité de l’interconnexion de 2 GW France-Angleterre ; grâce aux travaux entrepris, elle a été utilisée à l’export 99% du temps.


Bilan sûreté 2014

Page : 8/66


Pour ce qui est des organes de coupure dans les postes, éléments essentiels pour la sûreté d’exploitation, on relève à l’échelle nationale 105 ESS 0 relatifs à la non-manoeuvrabilité des sectionneurs d’aiguillage. Ces chiffres en progrès permanent témoignent de l’efficacité des actions entreprises, tout en soulignant la nécessité de poursuivre l’effort dans la durée. Pour une exploitation du réseau plus proche de ses limites, l’ensemble des liaisons est passé au 1er janvier 2015, d’une surveillance par IMAP (Intensité Maximale Admissible en Permanence) à une surveillance par IST (Intensité de Surcharge Transitoire) qui tient compte des conditions spécifiques à chaque ouvrage. Enfin, dans le cadre du projet Ampacité, les expérimentations de surveillance dynamique des limites de transit des ouvrages ont été étendues. Une étude a été menée avec ELIA au second semestre 2014 pour analyser l’opportunité de déploiement de systèmes de monitoring sur les lignes d’interconnexion France / Belgique, dans le contexte d’un EOD Belge fragilisé pour l’hiver 2014-2015. 4-Outils, projets et perspectives élargies

• des durées cumulées de perte d’observabilité et manoeuvrabilité en hausse • le secours mutuel inter-dispatchings (SIDRE) bientôt opérationnel • l’outil de monitoring EAS (ENTSO-E Awareness System) déployé au CNES • mise en exploitation du module COMPARE d’alerte à l’opérateur dans le processus ECCT • déploiement du Système de Téléphonie de Sécurité (STS)-V2 • sécurisation renforcée du SI • expérimentations fructueuses à l’interface RPT/RPD (gestion réactif)

Aucune indisponibilité fortuite n’a affecté le Système National de Conduite (SNC) en 2014. Pour ce qui est des Systèmes Régionaux de conduite (SRC), on recense 4 ESS A et 1 ESS B (l’incident le plus grave pour l’année 2014). L’ensemble des événements fortuits a provoqué une perte d’observabilité cumulée 2,4 fois supérieure à celle de 2013. La durée totale de perte de manaoeuvrabilité quant à elle est 1,3 fois supérieure à celle de 2013. Pour faire face au vieillissement des outils de conduite actuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique, Rte a lancé le projet STANWAY. Le projet SIDRE (Support Inter-Dispatching REgionaux) qui permet d’assurer la continuité de la conduite suite à incident, par secours mutuel entre dispatchings régionaux, représente une étape importante du renforcement de la sûreté en régime perturbé. Les travaux ont bien avancé en 2014 et les trois zones de reprise Nantes/Saint-Quentin, Lille/Nancy, Lyon/Marseille/Toulouse seront opérationnelles en 2015. Le SAS (Système d’Alerte et de Sauvegarde), essentiel pour la maîtrise des situations à risques ou dégradées, a affiché un taux d’indisponibilité global de 0.36% (0.25% en 2013). Les livrables de son successeur, l’outil SACIS (Sauvegarde Alerte Conduite Information de Sûreté), ont été recettés sur plate-forme, et les matériels ont été installés dans les sites centraux. L’outil de monitoring EAS (ENTSO-E Awareness System) est désormais opérationnel dans l’ensemble des salles de conduite des GRTs européens et affiche en temps réel l’écart de réglage de chaque pays, permettant ainsi une meilleure coordination inter-GRT en matière de gestion de la fréquence, via cette vision unifiée. La plate-forme d’études de réseau Convergence est l’outil de référence pour les études réseau du J-2 au temps réel, tant à Rte qu’à CORESO. La disponibilité globale des serveurs Convergence vue des activités du J-2 au temps réel, a été de 99,94% (100% en 2013). L’année 2014 a vu la migration de l’application Convergence vers le Data Center principal. La nouvelle infrastructure couplée à la parallélisation des applications devrait permettre d’améliorer les performances de l’outil, notamment de réduire les temps de calcul, aidant ainsi au traitement de certains ralentissements perçus par les utilisateurs. Pour alerter l’opérateur sur la nécessité de refaire une étude en cas d’écart important sur des hypothèses ou des résultats dans le processus d’Etudes Coordonnées Court Terme (ECCT), le projet SISTER d’aide aux opérateurs, a mis en exploitation en septembre 2014 le module COMPARE. Le Système de Téléphonie de Sécurité (STS)-V2 a été déployé dans tous les Centres Exploitation en juillet 2014, renforçant la fiabilité des communications d’exploitation. Dans le domaine de la sécurité de son SI, Rte a mené avec succès en 2014, le projet de Réinternalisation des Infrastructures d’Accès Distants et Externes Sécurisés (RIADES) et la mise en exploitation du Centre Opérationnel de Sécurité de Rte (COrS’R). La démarche d’auto-évaluation par


Bilan sûreté 2014

Page : 9/66


rapport à des standards ou référentiels a été reconduite, avec une attention particulière sur les référentiels de l’ANSSI. Dans le cadre de la démarche collaborative Rte-ERDF engagée en janvier 2013 sur les évolutions de la conduite à l’interface des deux réseaux, notamment en matière de gestion du réactif, plusieurs expérimentations fructueuses ont été conduites en 2014 par les Centres Exploitation et les ACR. Le projet Smartgrid Vendée en est un exemple. Rte a renouvelé pour l’hiver 2014-2015 son expérimentation en Bretagne, destinée à mobiliser sur le MA des offres locales d’effacement, permettant de sécuriser l’alimentation de la Bretagne pendant les périodes tendues. Suite à ce nouvel appel d’offres, quatre acteurs ont été retenus pour une puissance de 62 MW. Cette démarche innovante permet de favoriser la participation de petites capacités de 1 MW et plus. Une activation de 11 MW a été réalisée en décembre. Enfin, depuis le 1er janvier 2014, le nouveau dispositif NEBEF (Notification d’Echange de Blocs d’Effacements) permet aux acteurs de valoriser des effacements directement sur le marché.

5- Structure du système et règles de conception • un EOD potentiellement contraint en cas de vague de froid sur l’hiver 2015-2016 • publication du quatrième schéma décennal de Rte • attribution du second lot éolien off-shore

En 2014, le montant total des investissements de Rte s’est élevé à 1 374 M€, dont 1 243 M€ pour les ouvrages de réseau. Les principaux investissements sur le réseau ont porté sur l’accueil des énergies renouvelables, la finalisation de la nouvelle interconnexion HVDC entre la France et l’Espagne, la sécurisation de l’alimentation de plusieurs régions comme Provence-Alpes-Côte d’Azur et Vendée. Parmi les modifications de structure les plus notables pour la sûreté sur le réseau THT, on peut retenir les mises en service des postes électriques 400 kV de Oudon, point d’aboutissement du projet Cotentin-Maine, et des Galoreaux en Pays de Loire, qui ont pour vocation de renforcer l’alimentation électrique du Grand Ouest et du sud des Pays de la Loire, ainsi que les essais du « filet sécurité PACA » et de la liaison HVDC France-Espagne. Le bilan prévisionnel 2014 met en évidence, dans le scénario de référence retenu, un déficit de capacité en cas de vague de froid, de 900 MW pour l’hiver 2015-2016, pouvant atteindre 2 GW pour l’hiver 2016-2017. Ce déficit confirme la tendance observée par Rte ces dernières années et rend compte de l’effet annoncé des directives environnementales européennes sur les centrales au fioul et au charbon, soit près de 6 GW de fermeture au cours des années 2014 et 2015. Ces estimations seront remises à jour en 2015, lorsque les incertitudes sur certaines hypothèses auront été levées (mise aux normes de centrales fioul, retour possible de CCG, …). Le mécanisme de capacité devrait permettre de sécuriser l’équilibre offre-demande hors réseau, lors de situations de forte pointe de consommation à partir de l’hiver 2016-2017, grâce aux signaux de prix incitant les acteurs à prendre des décisions favorables lors des périodes tendues. En 2014, Rte a publié la quatrième édition du schéma décennal de développement du réseau, élaboré annuellement. Ce schéma répertorie les projets de développement de réseau que Rte propose de réaliser et de mettre en service dans les trois ans ; il présente également les principales infrastructures de transport d’électricité à envisager dans les dix ans à venir. Ce schéma s’appuie sur les analyses à moyen et long terme d’évolution de la consommation et du mix énergétique en France et en Europe, issues du bilan prévisionnel. Il constitue le complément au niveau national, du TYNDP et des plans régionaux européens publiés par ENTSO-E. En mai 2014, le second lot du programme éolien off-shore, à savoir deux parcs de 500 MW chacun, a été attribué suite à appel d’offre, à un nouveau consortium de producteurs. Comme pour le premier lot, Rte est en charge de la réalisation des études et travaux de raccordement des parcs au RPT.


Bilan sûreté 2014

Page : 10/66


6- Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisations • appropriation dynamique de la démarche APGP • engagement d’actions pour préparer les compétences futures • adaptation des organisations (cellule contrôle des performances, comité de déploiement des

codes) Depuis 2012, Rte met en place une démarche "Amélioration de la Performance par le Geste Professionnel". Pour soutenir cette démarche le Comité Exécutif a signé en décembre 2013 une charte de confiance intitulée « la transparence pour le progrès ». Au cours de l’année 2014, l’esprit de la charte a été porté dans toutes les régions via des journées de sensibilisation organisées par le référent FH national. Les effets de ce portage transparaissent dans la dynamique qui s’est instaurée à Rte autour de cette thématique, avec de nombreuses actions de sensibilisation ou de formation aux analyses FH en régions, visant un large public, et une hausse observée dans toutes les régions des déclarations APGP. En termes de formation et compétences, les besoins futurs des métiers Exploitation et Maintenance, intégrant le développement et le maintien de compétences rares, ont fait l’objet d’analyses prospectives en 2014. Rte a également mis en place des procédures de formation accélérée des salariés rejoignant les équipes de maintenance, afin de maîtriser les compétences cœur de métier et pallier les nombreux départs en inactivité prévus dans les prochaines années. Comme à l’accoutumée, Rte a organisé en régions, des sessions de partage sur la sûreté avec ses fournisseurs et clients. Des échanges ont également eu lieu autour de situations conjoncturelles et de formations communes avec nos partenaires européens, notamment ELIA, NGIC, REE, Swissgrid et STATNETT. Les rencontres annuelles avec les producteurs ont permis de partager d’une part sur les performances des groupes dans le domaine des ajustements et services système contractualisés pour les réglages de la fréquence et de la tension, d’autre part sur les essais périodiques de renvoi de tension ainsi que sur les dysfonctionnements et incidents survenus en cours d’année. Dans le domaine du pilotage et de l’organisation, deux entités ont été créees : (i) la cellule « contrôle des performances » qui assurera les missions de contrôle des performances des producteurs et fournisseurs d’effacement en exploitation et de vérification des performances dans la durée, ainsi que de leur conformité aux clauses initiales de raccordement ; (ii) le comité de déploiement des codes dont la mission est de superviser les actions de mise en conformité des activités de Rte aux futurs grids codes européens. Enfin, l’année 2014 a été riche en exercices divers de gestion de crise, plusieurs d’entre-eux ayant permis de tester la coordination inter-régionale et nationale. Plusieurs exercices ont permis de tester les Plans de Continuité et Reprise d’Activités, notamment pour la téleconduite. Un exercice de crise national impliquant le CNES et les Centres Exploitation de Toulouse et Marseille a permis de tester le bon fonctionnement du plan ORTEC (Organisation de Rte en Crise), dans l’organisation actuelle de Rte. 7- Evolution des référentiels sûreté et des règles de contractualisation

• contribution expérimentale de consommateurs RPT aux SSY fréquence • nouveau contrat : sept fournisseurs de réserves rapides et complémentaires

Rte a mis à jour et publié plusieurs articles dans la DTR (Documentation Technique de Référence). Pour ce qui concerne plus particulièrement la sûreté, il s’agit des articles relatifs au réglage fréquence / puissance, réglage de la tension et capacités constructives en puissance réactive des installations de production, diagrammes U/Q, règles Services Système, convention d’exploitation pour les installations de production, ainsi qu’une trame type de cahier des charges des capacités constructives qui à terme, permettra à Rte d’homogénéiser sa visibilité sur les performances réelles de l’ensemble des groupes raccordés au RPT, quelles que soient leur ancienneté, leur filière et leur capacité. Concernant le référentiel inter-GRT, un chantier de réécriture des 8 policies a démarré en 2013 pour prendre en compte, à la maille de l’Europe Continentale, les codes réseaux en cours d’approbation. Ce


Bilan sûreté 2014

Page : 11/66


chantier est également l’occasion de revoir la structure de certaines policies et de reformuler les exigences qui se sont révélées peu adaptées. Rte contribue à l’ensemble de ces chantiers et pilote celui de la policy 4 « Co-ordinated Operational Planning ». En 2014, Rte a auto-évalué sa conformité à la policy 8 (Formation des dispatcheurs), ce qui a permis de détecter des insuffisances dans les partages d’expérience entre dispatcheurs Français et Suisses, partages qui seront renforcés par l’organisation d’exercices communs d’entraînement ou de workshops. L’étude ENTSO-E publiée en mars 2013 qui mettait en lumière les risques encourus par le système européen en cas de déclenchement massif de production renouvelable, a été mise à jour suite à l’inventaire réalisé en juin 2014 auprès des GRTs. Sur la base de ce rapport, ENTSO-E a publié en novembre 2014, un « position paper » qui précise la situation actuelle et formule des recommandations à l’égard des Etats Membres. Un travail collaboratif avec ERDF, élargi à l’ADEeF est en cours, pour élaborer une réponse nationale sur les actions proposées en sur et sous-fréquence. Pour ce qui concerne les Services Système fréquence, la participation au réglage primaire de la fréquence a été ouverte au 1er juillet 2014 aux consommateurs et agrégateurs, à titre expérimental. En mars 2015, les sites de soutirage raccordés au RPT participant à cette expérimentation fournissent 9% de la réserve primaire française, soit environ 50 MW. Par ailleurs, Rte a mis en place en décembre 2014, un dispositif d’échange en gré-à-gré de réserves entre acteurs de marché, permettant une optimisation du coût de constitution de la réserve pour Rte. Dans le cadre des SSY tension, l’année 2014 a été consacrée à des études préparatoires visant à : (i) approfondir les besoins en réactif au niveau du RPT à moyen et long terme, (ii) mettre à jour la cartographie des zones sensibles pour les tensions basses et hautes, (iii) analyser les freins actuels à la participation des acteurs aux SSY tension et proposer des évolutions pour y remédier, (iv) estimer le plus objectivement possible les coûts supportés par les acteurs pour leur participation à la fourniture ou l’absorption de réactif, notamment pour les installations à base d’électronique de puissance. Pour ce qui est du mécanisme d’ajustement, le contrat des réserves rapides et complémentaires qui a démarré au 1er avril 2014, a été revu en profondeur pour permettre d’accueillir de nouveaux acteurs et pour y intégrer des contrôles renforcés de la part de Rte sur l’effectivité de la puissance délivrée en temps réel. L’appel d’offre lancé sur cette nouvelle base a permis de souscrire auprès de sept fournisseurs les réserves rapides et complémentaires dont a besoin Rte. La mise en place de ce nouveau contrat traduit bien l'engagement de Rte à réagir efficacement aux enjeux de l’équilibre offre-demande, de promouvoir le développement de tous les types de flexibilité, de mettre en œuvre les dispositions permettant d’accroître la performance, et d’accompagner cette mise en œuvre pour garantir la sûreté du système. 8- La sûreté au-delà de Rte

Dans le registre des codes réseaux, le code CACM « Capacity Allocation and Congestion Management » relatif aux règles d’accès aux interconnexions, a été approuvé par les Etats Membres en décembre 2014 et devrait être publié en juin 2015 au JO de la CE. Ce code, central pour l'achèvement du marché intégré de l'électricité, comporte des éléments relatifs à la sûreté, puisqu’il définit des méthodes coordonnées entre les GRTs, de calcul des capacités attribuables au marché. La CE s’est fixé comme objectif de faire approuver l’ensemble des codes par les Etats membres d’ici fin 2015. La troisième édition du TYNDP, Ten-Year Network Development Plan, a été publiée en décembre 2014. Mis à jour tous les deux ans, cet outil est essentiel pour partager au niveau européen la vision de l'ensemble des développements du réseau à réaliser, pour disposer dans le futur d'un système électrique européen sûr, et permettant l'optimisation de l'utilisation des sources de production. En conformité avec la régulation 347/2013 du Parlement Européen qui modifie le cadre réglementaire du développement des infrastructures pour les échanges d’énergie trans-européens, les projets de développement du réseau européen présentés dans le TYNDP 2014, ont fait l’objet de la démarche unifiée « Cost Benefit Analysis » (CBA).


Bilan sûreté 2014

Page : 12/66


La plus-value apportée par les centres de coordination régionaux est désormais bien acquise et s’élargit au fil du temps, avec un renforcement des axes de coopération des différents centres (CORESO, SSC, TSC), au profit de la sûreté d’ensemble du système européen. Gérer au mieux le potentiel des interconnexions suppose en effet d’exploiter de manière coordonnée nos infrastructures avec les autres GRT en Europe. C’est ce que permet le centre de coordination régionale CORESO en offrant aux GRT partenaires une vision élargie du réseau électrique, au-delà des frontières de chacun. Chaque année, CORESO contribue à détecter et résoudre des situations d’exploitation difficiles et contrastées, et à proposer des parades transfrontalières efficaces évitant de coûteuses actions nationales de redispatching. Comme les années passées, les dispatchers de Rte tant régionaux que nationaux, ont participé à des séances d'échanges avec leurs homologues de REE, afin de faciliter la connaissance réciproque et la compréhension des cultures, règles et outils utilisés, ainsi qu'à des séances d'exercices communs de gestion de situations dégradées ("common training"), sur la base de simulation des réseaux réels. En 2014, deux sessions se sont déroulées à Madrid. Dans le cadre de prestations d'entraînement communes aux opérateurs de GRTs européens et à CORESO, deux sessions « temps réel » regroupant des dispatchers du CNES et des GRTs de la zone CWE ont eu lieu en 2014.

En matière de R&D et de grands projets européens dans lesquels Rte est impliqué, on peut retenir pour l’année 2014 : (i) l’initialisation du projet « Réseaux à courant continu », dont l’objectif est d’assurer la cohérence et le pilotage des actions de R&D dans ce domaine et d’encadrer trois thèses de doctorat ; (ii) le lancement d’un nouveau projet européen, "BEST PATHS", dans lequel Rte pilote un démonstrateur qui donnera lieu à l’expérimentation, sur la plateforme SMARte, de l’interopérabilité des stations de conversion multifournisseurs ; (iii) l’acquisition des répliques de contrôle commande des CSPR Siemens, ainsi que les IHM déportés permettant une anticipation par des études dans le périmètre du projet SMARTe, des phénomènes dynamiques rapides et la mise au point de modes de pilotage de ces installations; (iv) la livraison des différentes briques fonctionnelles du projet iTesla et la préparation d’une expérimentation avec l’Exploitation sur la zone PACA ; (v) les premiers résultats du projet SmartLab sur la tenue mécanique et le vieillissement des matériels et le lancement d’un outil de simulation des stratégies de gestion des actifs. 9- Audits sûreté

La Mission Audit Sûreté réalise régulièrement des audits approfondis destinés à s’assurer de la maîtrise de la sûreté du système sous différents angles . Trois audits ont été réalisés en 2014 sur les thèmes : (i) impact des installations récentes de compensation d’énergie réactive sur la conduite du système électrique, (ii) les services télécom de ROSE (Réseau Optique de SEcurité) pour l’exploitation du système électrique, (iii) la préparation à la conduite du réseau de demain. Les plans d’actions relatifs à chacun de ces audits sont en cours d’exécution, sur une durée de 2 ans.

En conclusion,

Les résultats obtenus en 2014 témoignent d'un niveau de maîtrise satisfaisant de l'exploitation en sûreté par Rte, dans un contexte globalement favorable (météo, consommation, disponibilité de la production et des matériels réseau, …). Ils ne doivent cependant pas occulter le risque de rencontrer dans les prochaines années, des conditions moins favorables, en particulier pour ce qui concerne l’équilibre EOD des deux prochains hivers en cas de grand froid. Ces résultats sont bien entendu le fruit de travaux engagés en interne et avec nos partenaires, depuis de nombreuses années, soulignant que la sûreté du système se construit jour après jour, en s’appuyant sur des actions planifiées et soutenues dans la durée, dans un périmètre très vaste et impliquant de multiples métiers. Les nombreux chantiers en cours préparent la sûreté de demain, tout en facilitant l’intégration des marchés européens et l’accroissement de la performance technique et économique du système électrique interconnecté. Outre la disponibilité et la fiabilité des outils et matériels, la sûreté de demain passe en effet par davantage de coordination européenne, davantage de flexibilité, davantage d’acteurs et donc de concurrence et d’efficacité économique, une exploitation du système plus proche des limites, avec comme corollaire, davantage de surveillance et contrôle de la part de Rte.


Bilan sûreté 2014

Page : 13/66


Les principaux points d’attention mis en évidence dans ce bilan 2014, se traduisent par la nécessité de prolonger sur les prochaines années, des actions déjà engagées à divers stades. On pourra notamment retenir :

• poursuivre en 2015 l’amélioration des performances de l’outil d’étude Convergence, • continuer dans le cadre du projet SISTER /ECCT, la mise en place d’aide aux opérateurs, • consolider et adapter les outils du domaine EOD aux exigences de demain, • anticiper l’entrée en vigueur des grids codes européens, • poursuivre le dialogue et les expérimentations avec nos partenaires qui contribuent largement

à la sûreté du système (réactif des groupes, réglage du réactif à l’interface RPT/RPD, …), • poursuivre l’élargissement du panel des acteurs pour accroître l’efficacité économique et la

flexibilité dans la gestion de l’EOD court terme (effacements, SSY fréquence dissymétrique, …),

• poursuivre les travaux engagés pour consolider les mécanismes de contrôle systématique des engagements et performances des acteurs, pour s’assurer de la bonne maîtrise de la sûreté dans des configurations nouvelles et évolutives,

• évaluer l’efficacité des actions de maintenance / renouvellement entreprises pour limiter les dysfonctionnements de matériels sensibles pour la sûreté (organes de coupure, protections différentielles de barres, …),

• progresser au niveau français et européen sur la compréhension et la maîtrise des écarts de fréquence, travailler sur leur anticipation,

• progresser, au niveau français, comme au niveau européen, sur l’appréciation et la réduction des risques de déclenchement massif de production répartie.

Toutes ces actions contribueront à consolider dans la durée la sûreté d’exploitation du système, mission fondamentale de RTE, au bénéfice de tous les clients de Rte.


Bilan sûreté 2014

Page : 14/66


1. Préambule Comme chaque année, la vocation de ce bilan sûreté est de synthétiser les principaux éléments survenus en 2014, en lien avec la sûreté du système électrique géré par Rte et intégré dans le système électrique européen. Il vise à permettre à l’externe de l’entreprise d'appréhender globalement le niveau de maîtrise de la sûreté, en parcourant les multiples facettes du sujet : résumé de la réalité factuelle des incidents ayant affecté le système électrique durant l’année, présentation des actions conduites par Rte pour préparer les conditions d’une exploitation sûre pour le futur, tant au sein de Rte qu’en coordination avec les autres acteurs, à savoir les GRTs européens et le centre de coordination technique CORESO, ainsi que les utilisateurs du réseau qu’ils soient producteurs, distributeurs ou acteurs du marché. C’est également un outil à usage interne offrant à tous les agents une perspective élargie de la maîtrise de la sûreté, mission fondamentale de Rte, permettant à chacun de mieux situer ses actions dans cette mission collective. La construction de ce bilan s’appuie sur les informations recueillies dans les bilans sûreté régionaux, les bilans d’exploitation nationaux, les productions du retour d'expérience et, plus généralement, sur celles produites au fil de l’année. Les perspectives d’évolution du système électrique européen ont peu changé par rapport à celles de l’an passé : perspective d’arrêt de 9 réacteurs allemands d’ici 2022, arrêt de la centrale de Fessenheim prévu en 2017, baisse du prix du charbon en Europe sous l’effet de la contraction de la demande américaine liée au développement du gaz de schiste, perte de compétitivité des centrales au gaz, poursuite du développement des ENR en Europe dont les pointes de production peuvent parfois écrouler les prix de marché spot, prix très bas de la tonne de CO2 qui influence le mix énergétique européen et menace l’atteinte des objectifs 20/20/20 de la Commission Européenne, débat sur la transition énergétique, finalisation des travaux pour la mise en place d’un mécanisme d’obligation de capacité en France. Ces mouvements vont impacter la structure du système électrique, la répartition des flux et le niveau des réserves requises pour assurer l'équilibre offre-demande. Les prochains codes européens, dont le développement vise à établir des règles assurant un fonctionnement efficace des marchés et un niveau de sûreté homogène, sont de nature à contribuer à la maîtrise de ces évolutions. L’année 2014 n’a pas connu d’avancée significative sur ce point puisque aucun des codes réseau n’est applicable début 2015. Les adaptations significatives de la structure du réseau européen accompagnant ces modifications d’environnement sont décrites dans le Ten Year Network Development Plan, qui a fait l’objet de sa troisième publication en 2014. Cependant la réalisation de ces infrastructures rencontre partout en Europe des difficultés croissantes liées à la complexité des procédures d'autorisation. Le présent bilan balaye l’ensemble des éléments contribuant directement ou indirectement à la sûreté du système. Deux glossaires en fin de document, l’un thématique, l’autre syntaxique permettent d’éclairer le lecteur. 2. Synthèse des ESS Rte mesure chaque année la sûreté d’exploitation du système par la capitalisation des Evénements Significatifs Système (ESS) classés selon une échelle de gravité allant de 0 à F. Ces événements reflètent la survenue d’incidents dont les origines peuvent être multiples. La classification de Rte, plus différenciée, est compatible avec l’échelle de gravité ICS (Incident Classification Scale) à quatre niveaux d’ENTSO-E. Le suivi des ESS sur plusieurs années permet de détecter les signaux faibles qui méritent une analyse détaillée et de mesurer dans la durée, l’efficacité des actions entreprises pour améliorer la sûreté d’exploitation. Ce paragraphe présente une vision synthétique des ESS enregistrés durant l’année 2014. Certains d’entre eux sont ressitués en fonction de leur domaine, dans le corps du bilan. 739 ESS de niveau 0 ont été déclarés (879 en 2013), répartis selon les rubriques : réseau (322), exploitation du système (39), moyens de conduite (87), production (291), distribution (0).


Bilan sûreté 2014

Page : 15/66


2.1 ESS A et B Avec 30 incidents de niveau A et un seul incident de niveau B, les plus significatifs pour la sûreté du système, le bilan de l’année 2014 est en progrès par rapport à ceux de 2012 et 2013 (voir graphique ci-dessous).

Le tableau ci-dessous récapitule la répartition des ESS par domaine sur les cinq dernières années. Il convient de noter que le changement de grille intervenu au 1er janvier 2014 dont le périmètre de « capture » des ESS a été élargi, n’influence que marginalement ces résultats. Pour 2014, on précise entre parenthèses les valeurs qui auraient été mesurées selon l’ancienne grille.

ESS ≥≥≥≥ A 2010 2011 2012 2013 2014 Réseau de transport

8 5 4 9 6 (6)

Exploitation système

43 17 17 14 7 (7)

Moyens de conduite

7 4 8 10 14 (7)

Production 1 3 3 7 4 (4) Distribution 1 0 3 0 0

Total ≥≥≥≥ A 60 29 35 40 31 (24) L’ ESS B observé en 2014 relève du domaine « Moyens de Conduite » :

• Perte pour une durée supérieure à 2h00 du système de conduite SRC : le 14/03 une perte d’observabilité se produit à plusieurs reprises sur la plaque Sud-Est, nécessitant le basculement en assistance dispatching sur les groupements de postes de la plaque : à 8h, lors de manœuvres en vue du retrait de la conduite de la liaison 400 kV Tamareau-Tavel 1, le dispatcher envoie un ordre de fermeture sur un sectionneur d’aiguillage et reçoit en retour sur le SRC l’information que la télécommande a échoué, alors que celle-ci a bien été exécutée sur le terrain. Les manœuvres sont stoppées au dispatching et exécutées à partir du PEXI. En début d’après-midi, lors de manœuvres d’enclenchement de selfs pour réduction de tensions hautes, de nouvelles pertes d’observabilité aléatoires et intermittentes apparaissent sur plusieurs postes de la plaque Sud-Est, nécessitant le passage en assistance dispatching sur l’ensemble des groupements de postes de la plaque. L’observabilité au niveau du SRC est rétablie à 19h après réinitialisation et basculement au niveau des SCADA. Les analyses ultérieures ont montré que l’incident était d’origine matérielle (dysfonctionnement intermittent du disque dur du serveur SCADA stand-by).

Pour ce qui concerne les 30 ESS A, ils se répartissent selon les rubriques : Réseau :

• 3 ESSA pour déclenchement définitif de plusieurs départs dans des postes 400 kV et 225 kV (incendie, fonctionnement d’un automate lors de manoeuvres périodiques, télédéclenchement suite à intervention),

0

20

40

60

80

100

0

4

8

12

16

20

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

ESS AESS B à F

Nombre d'ESS >= A

B

C

D à F

A


Bilan sûreté 2014

Page : 16/66


• 1 ESS A pour mise hors tension de l’axe double Cazaril-Marsillon sur appel du CODIS des Hautes-Pyrénées,

• 2 ESS A pour défaut barres (destruction d’un transformateur de mesure, dysfonctionnement protection différentielle de barres),

Exploitation du système : • 1 ESS A pour envoi d’un ordre de situation critique pour non respect du N-2 Tavel – Réaltor

400 kV (pluies violentes, orage), • 1 ESS A pour marge rapide inférieure à 1000 MW pendant plus de 30 minutes (pic de

consommation plus tardif que prévu et supérieur à la prévision de consommation infra-journalière),

• 1 ESS A pour non respect du minimum requis (1500 MW) de la marge 15 minutes suite à décalage entre prévision et réalisation de consommation,

• 2 ESS A pour grève à EDF avec des baisses de production allant jusqu’à 9000 MW en Octobre et 6000 MW en Novembre, rendant complexe la gestion de l’EOD court terme,

• 1 ESS A pour écart de fréquence de plus de 100 mHz (max 117 mHz) pendant 5 minutes (consommation à 0h00 inférieure à la prévision et ajustements à la baisse limités et lents),

• 1 ESS A pour tension haute (max 422,8 kV) au poste 400 kV de Vielmoulin le 17/08 de 2h00 à 5h00,

Moyens de conduite: • 1 ESS A pour perte du RET (Réseau Etendu de Télécommunications) suite à une panne

générale du réseau SFR, privant Rte de nombreuses applications de conduite et avec des conséquences potentielles sur les envois d’ordre de délestage,

• 2 ESS A pour perte du serveur principal ou des 2 serveurs du SRC dans deux dispatchings régionaux,

• 1 ESS A pour indisponibilité pendant plus de 15 minutes du Système de Téléphonie de Secours vers tous les sites distants,

• 1 ESS A pour des messages non sonores du Système d’Alerte et de Sauvegarde au dispatching national,

• 4 ESS A pour pertes d’outils (perte pendant plus de 2 heures de l’outil analyse de sécurité du réseau (ASR) dans un Centre d’Exploitation Régional, perte des outils de simulation et d’étude de réseau au CNES, indisponibilité de la plate-forme centralisée d’étude de réseau Convergence pendant plusieurs heures, perte de la plate-forme centralisée d’étude de réseau Convergence pendant 3 heures suite à un problème d’accès aux serveurs (Franklin et local au CNES),

• 1 ESS A pour dysfonctionnement du Système Régional de Conduite dans un dispatching régional avec passage en assistance dispatching pendant plus de 2 heures,

• 1 ESS A pour dysfonctionnement du réglage secondaire de tension pendant plus de 30 minutes sur une zone régionale,

• 1 ESS A pour perte d’observabilité et de commandabilité pendant 1 heure et 51 minutes depuis un dispatching régional ,

• 1 ESS A pour l’émission d’un ordre de sauvegarde non conforme aux critères d’exécution, Production :

• 2 ESS A pour échec essai périodique de renvoi de tension (Bugey 5 et Paluel 3), • 1 ESS A sur déclenchement simultané des groupes 1 et 3 de Blayais suite à fonctionnement

protection de distance côté centrale (orage violent), • 1 ESS A pour perte simultanée des capacités de production des 2 groupes de Flamanville

suite à double défaut monophasé sur la liaison Flamanville – Menuel, sans réenclenchement au poste 400 kV de Flamanville (épisode orageux).

L’ensemble des ESS A et B, événements significatifs par leurs conséquences potentielles sur la sûreté du système, a fait l’objet d’une analyse approfondie incluant les facteurs humains, et donné lieu à un plan d’actions pour apporter les corrections et améliorations nécessaires. La bonne réalisation de ces actions par tous les acteurs est essentielle pour maintenir la sûreté du système. Ces plans d’actions suite à événement viennent compléter et enrichir les actions de fond importantes pour la sûreté, sur lesquelles la vigilance doit être maintenue. On peut notamment citer le suivi des engagements contractuels et la sensibilisation régulière à la sûreté des producteurs ou des distributeurs, la réalisation périodique des essais des ordres de sauvegardes, la sensibilisation à la


Bilan sûreté 2014

Page : 17/66


sûreté des équipes de maintenance, la formation, la mise en place d’attitudes favorables à la sûreté (analyse de risques, validations croisées, questionnement). 2.2 Cas particulier des ESS production Parmi les ESS 0 relatifs à la production, le graphique ci-dessous présente le nombre d’ESS 0 pour des pertes d’asservissement des groupes de production durant plus de 2h au réglage secondaire de tension (RST-N et RSCT), au réglage secondaire fréquence-puissance (RSFP) ou au réglage primaire de fréquence (RPF). On note en 2014 des comportements des réglages des groupes très similaires à ceux de 2013.

3. Situations d'exploitation pour l’année 2014

3.1 Conditions climatiques Du bilan climatique de Météo France, on retiendra une année 2014 exceptionnellement chaude en France, mais aussi chez la plupart de nos voisins européens. Sur l’ensemble de l’année, les températures ont été en moyenne supérieures de 1,2°C par rapport aux températures normales, positionnant l’année au premier rang des années les plus chaudes depuis 1900, devant 2011 et 2003. La quasi-totalité des mois ont connu des températures nettement supérieures aux normales, à l’exception de mai et juillet, proches des normales, et d’août particulièrement frais. Sur l’ensemble du territoire, l’année a été très douce, sans fortes chaleurs, et avec un nombre de jours de gel particulièrement faible : 2 jours à Paris (normale : 25 jours), 12 jours à Lyon (normale : 50 jours), 29 jours à Strasbourg (normale : 66 jours). Sur la France et sur l’année, la pluviométrie moyenne a été supérieure de plus de 10% à la normale. Les précipitations ont été excédentaires de plus de 20% en Bretagne, dans le Poitou, l’ouest des Pyrénées, ainsi que dans le quart sud-est où elles ont localement dépassé de 50% les valeurs annuelles normales. A l’inverse, le sud de la Lorraine et le massif des Vosges ont connu un déficit proche de 20%. Cette pluviosité s’est traduite par un niveau élevé de production hydraulique. La durée d’ensoleillement annuelle quant à elle, a été proche de la normale sur la quasi-totalité du pays. Les régions s’étendant de la Basse-Normandie à la Bretagne, ainsi que le sud des Pays de la Loire, ont bénéficié d’un ensoleillement excédentaire de plus de 10%. Plusieurs événements météorologiques majeurs avec répercussion sur les matériels et l’exploitation du système électrique ont ponctué l’année :

• Tempêtes à répétition en février sur le nord-ouest de la France, contre lesquelles les infrastructures du réseau présentent une résilience renforcée suite aux actions menées après la tempête de 1999,

• Début d’année très pluvieux accompagné d’inondations dans de nombreuses régions, • Sécheresse record dans le nord-est d’avril à juin,

0

20

40

60

80

100

120

140

2009 2010 2011 2012 2013 2014Nb ESS 0 RST Nb ESS 0 RSFP Nb ESS 0 RPF


Copyright RTE. Ce document est la propriété de RTE. Toute communication, reproduction, publication même partielle est interdidu Gestionnaire du Réseau de Transport

• Cumul record de précipitation• Nombre record d’épisodes pluvieux intenses accompagnés d’inondations sur les régions

méditerranéennes à l’automne.En dehors de ces conditions météorologiques spécifiquesdu système.

3.2 Gestion de l'équilibre offre / demande

3.2.1 Les échanges Les statistiques détaillées, accompagnées de commentaires explicatifs, sont disponibleélectrique 2014" publié par Rte sur son site.

été privée de 3 GW de production, soit un tiers de ses moyens de production hors renouvelables, ce qui s’est traduit pour le pays, parexportateur de la France vers la Belgique s’est établd’échanges entre la France et la Belgique ayant été saturées la plupart du temps. Pour l’hiver2015, l’arrêt des groupes belges a la sûreté (hiver doux). Les échanges infra-journaliers représentent 15,03%échanges contractuels aux frontièresCette part significative reflète la croissance des possibilités d'optimisation sur les marchés infranotamment l’augmentation des productions intermittentes. Après le doublement de la capacité d’interconnexion entre la France et l’ Espagne suite à la mise en service de Baixas-Santa Llogaia en 2015, ce phénomène pourrait être accentué pour mettre à profit des prix très volatils en Espagne du fait de la part de production renouvelable le mix énergétique espagnol.

Bilan sûreté 2014


Cumul record de précipitations, faible ensoleillement et fraîcheur généralisée en juillet et août,Nombre record d’épisodes pluvieux intenses accompagnés d’inondations sur les régions méditerranéennes à l’automne.

éorologiques spécifiques, l’année a été plutôt favorable à l’exploitatio

Gestion de l'équilibre offre / demande court terme

es statistiques détaillées, accompagnées de commentaires explicatifs, sont disponiblesur son site.

Le solde annuel exportateur s'établit à en 2013), soit le niveau le plus élevé depuis 2002.compose d’un volume d’exports de 92,4 TWh (79,4 TWh en 2013) et de 27,3 TWh d’imports (32,2TWh en 2013). Les soldes exportateurs de la France sont supérieurs à 5 GW en puissance moyenne tous les mois, y comprihiver, grâce à la compétitivité des prix français sur le marché de l’électricité. On enregistre une trentaine d’heures réparties sur 11 journées avec une spuissance. Aucune journée ne présente de solde importateur en énergie (22 jours en 2013).Les échanges avec la Belgique ont été fortement impactépar les indisponibilités fortuites de près de la moitié du parc nucléaire belge (3 tranches). Au maximum, la Belgique a

été privée de 3 GW de production, soit un tiers de ses moyens de production hors renouvelables, ce par un solde des échanges fortement importateur. Le solde annuel

exportateur de la France vers la Belgique s’est établi à 16,6 TWh (12,9 TWh en 2013), les capacités d’échanges entre la France et la Belgique ayant été saturées la plupart du temps. Pour l’hiver2015, l’arrêt des groupes belges a eu un impact sur les marges d’exploitation françaises

journaliers représentent 15,03% des aux frontières (13,4% en 2013).

significative reflète la croissance des possibilités d'optimisation sur les marchés infra-journaliers avec notamment l’augmentation des productions intermittentes.

e doublement de la capacité d’interconnexion entre la a mise en service de la ligne ce phénomène pourrait être

profit des prix très volatils en art de production renouvelable dans

Le graphique cibilan des échanges aux frontières sur les quatre dernières années.notera l’augmentation des exports vers l’Angleterre, en partie due à la bonne disponibilité de la liaison IFA 2000.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

2010 2011

Part IJ dans les échanges (%)

Page : 18/66

te sauf autorisation écrite

cheur généralisée en juillet et août, Nombre record d’épisodes pluvieux intenses accompagnés d’inondations sur les régions

, l’année a été plutôt favorable à l’exploitation

es statistiques détaillées, accompagnées de commentaires explicatifs, sont disponibles dans le "bilan

65,1 TWh (47,2 TWh , soit le niveau le plus élevé depuis 2002. Il se

compose d’un volume d’exports de 92,4 TWh (79,4 TWh en 2013) et de 27,3 TWh d’imports (32,2TWh en 2013).

e sont supérieurs à 5 GW en puissance moyenne tous les mois, y compris en hiver, grâce à la compétitivité des prix français sur le

une trentaine d’heures avec une situation d’import en

Aucune journée ne présente de solde importateur en énergie (22 jours en 2013).

ont été fortement impactés par les indisponibilités fortuites de près de la moitié du parc nucléaire belge (3 tranches). Au maximum, la Belgique a

été privée de 3 GW de production, soit un tiers de ses moyens de production hors renouvelables, ce un solde des échanges fortement importateur. Le solde annuel

i à 16,6 TWh (12,9 TWh en 2013), les capacités d’échanges entre la France et la Belgique ayant été saturées la plupart du temps. Pour l’hiver 2014-

marges d’exploitation françaises, sans effet sur

Le graphique ci-contre résume le bilan des échanges aux frontières sur les quatre dernières années. On notera l’augmentation des exports vers l’Angleterre, en partie due à la bonne disponibilité de la liaison IFA

2011 2012 2013 2014

Part IJ dans les échanges (%)


Bilan sûreté 2014

Page : 19/66


3.2.2 Consommation et production Le pic de consommation a été enregistré le 9/12 à 19h avec 82,5 GW pour une température inférieure de 1,4 °C par rapport à la température de référence (92,6 GW en 2013, pour un écart de 6,8°C). Cette valeur de pointe est la plus faible depuis 2004. La sensibilité de la consommation à la température présente actuellement un gradient hiver estimé à 2400 MW par °C. Depuis la Réglementation thermique de l’année 2012, la part du chauffage électrique dans le neuf est appelée à décroître, ce qui devrait à terme modérer l’accroissement de la thermosensibilité de la consommation française. En été, la puissance consommée a atteint son minimum le 17/8 matin à 29,5 GW. Le gradient de température en été est estimé à 500 MW par °C. La grande variabilité des niveaux de consommation d’une année sur l’autre, tant en énergie annuelle qu’en puissance de pointe, montre que le système électrique doit s’adapter à des conditions climatiques très incertaines, notamment à l’imprévisibilité de la fréquence et profondeur des vagues de froid, même si la tendance de fond va probablement vers un réchauffement moyen. La consommation brute est en recul de 6% par rapport à 2013. Elle s’établit à 465,3 TWh, soit le niveau le plus bas observé depuis 2002. Cette évolution est en partie liée aux températures douces observées toute l’année, en particulier durant les mois d’hiver où celles-ci ont été presque systématiquement supérieures de 5° C aux températures de référence. A l’inverse, la fraîcheur des mois d’été a limité le recours aux dispositifs de génération de froid. Plus largement en Europe, sous l’effet conjugué de la conjoncture économique, des mesures d’efficacité énergétique et des températures douces, la consommation électrique annuelle des pays représentés à ENTSO-E est en recul de 1,5% (50 TWh) sur la période juillet 2013-juin 2014 par rapport à la même période 2012-2013. La production totale d’électricité s’établit à 540,6 TWh, soit une baisse de 1,8% par rapport à 2013. La production thermique classique décroît de 39,6% (27 TWh) pour ne représenter que 5% de la production totale. Le charbon chute de 58%, le gaz de 28%. Contrairement à 2013, le parc gaz devance de 6 TWh le parc charbon. Dans la continuité des années précédentes, les conditions économiques ne permettent pas d’assurer la rentabilité des CCG, placés à l’arrêt durant la période estivale. Ces arrêts peuvent rendre la localisation de la production moins favorable à la maîtrise des flux et tensions dans les zones où les CCG ont été installés. La production d'origine éolienne et photovoltaïque, dont l'injection en sûreté dans le réseau requiert une bonne prévision, continue à progresser. Elle a atteint respectivement 17 TWh (+6,7%) et 5,9 TWh (+27,2%). La production issue des centrales à combustible renouvelable (déchets ménagers ou de papeterie, biomasse, biogaz) augmente de 6,7% pour atteindre 6,6 TWh. Avec 68,2 TWh, la production hydraulique reste élevée en 2014. Elle diminue de 9,7% par rapport à celle de 2013, qui représentait le record de la décennie. La part de l’hydraulique et des autres énergies renouvelables représentent respectivement 12,6% et 5,1% de la production totale annuelle. 3.2.3 Prévisions de consommation court terme Les prévisions de consommation journalières ont un impact en termes de sûreté : pour les prévisions nationales sur le calcul adéquat de la marge d'exploitation requise, pour les prévisions régionales sur l'estimation correcte des flux. Les graphiques ci-dessous représentent l’indicateur d’exploitation SQALP donnant l’erreur moyenne de prévision aux pointes de consommation du soir en J-1 et en infrajournalier. Les objectifs fixés sont un écart inférieur à 2,3% en J-1 et à 1% sur la prévision infrajournalière.

Qualité prévisions J-1 Soir Qualité prévisions IJ Soir


Bilan sûreté 2014

Page : 20/66


Globalement sur l’année 2014, les prévisions de consommation en J-1 ont été de bonne qualité. La reprévision IJ quant-à-elle améliore la prévision en J-1, avec un écart inférieur à 1% tout au long de l’année. Une météo globalement plus prévisible qu’en 2013 (hormis avril et mai) et la montée en compétences des prévisionnistes sur les journées atypiques sont des facteurs explicatifs de ces bons résultats. 3.2.4 Marges d'exploitation Rte suit en temps réel les marges disponibles pour l’équilibre offre-demande, à différentes échéances pour passer les pointes prévues à quelques heures. En cas de volume inférieur aux marges spécifiées dans son référentiel, la marge est reconstituée en recourant aux offres normales d'ajustement disponibles sur le Mécanisme d'Ajustement (MA). Si cela ne suffit pas, Rte recourt aux offres complémentaires reçues après envoi d'un message de mode dégradé sur le MA puis aux contrats de secours passés avec les autres GRT. Si la marge devient négative, Rte peut recourir à des moyens exceptionnels, puis d’urgence1.

Avec 8 déficits de marge à la hausse (17 en 2013) et 3 à la baisse (7 en 2013), l’année 2014 a été moins contrainte que l’année 2013 pour la gestion de l’équilibre offre – demande (voir graphique ci-contre). Ces événements se traduisent par 20 ESS 0, dont 3 écarts de fréquence de plus de 50 mHz pendant plus de 15 minutes et 5 envois de mode dégradé sur le mécanisme d’ajustement. L’ordre S « Situation critique pour marge insuffisante » n’a été envoyé qu’une fois en 2014 (3 fois en 2013). Même si le phénomène est moins marqué cette année, les insuffisances de marge à échéance sur une année clémente peuvent, selon leur durée et

moment dans la journée, présenter un risque pour la sûreté. Il convient donc de maintenir les actions entreprises par Rte auprès des différents acteurs pour renforcer les exigences contractuelles et engager des opérations de surveillance pour s’assurer de la déclaration effective des contraintes techniques des groupes par les producteurs et de la disponibilité réelle des offreurs sur le MA. 3.2.5 Réserves primaire et secondaire du réglage fréquence / puissance (f/P)

RAS 3.2.6 Tenue de la fréquence La tenue de la fréquence du système interconnecté européen a confirmé dans la tendance de 2013, une décroissance marquée du nombre d’écarts tant à la baisse qu’à la hausse. Les écarts de fréquence observés (par rapport à la fréquence de référence (50 Hz±1mHz), sont comptabilisés dans le tableau ci-dessous.

2010 2011 2012 2013 2014 F-Fref < - 100 mHz 151 114 232 153 120 F-Fref < - 150 mHz 0 0 1 0 0 F-Fref > +100 mHz 270 193 236 105 70 F-Fref > +150 mHz 0 1 0 0 0

Les deux premières lignes résument le nombre de situations d’écarts de fréquence à la baisse, les plus critiques pour le système européen. En effet, lorsque la fréquence atteint une valeur de l’ordre de (Fref – 100 mHz), le système européen a consommé une grande part de sa réserve primaire et ne peut donc plus faire face comme prévu à une perte de production fortuite importante sans solliciter le délestage fréquence-métrique automatique. La durée cumulée annuelle d’exposition à ce risque a été de 59 minutes (1h 34 mn en 2013). La durée moyenne de ces écarts est restée limitée à 30 secondes

1 Sollicitations ultimes des autres GRTs, baisse de tension de 5% au niveau HTA, délestages, …


Bilan sûreté 2014

Page : 21/66


(37s en 2013) ; le plus long a atteint 2 mn 30 s (10mn 30s en 2013, 4 mn en 2012). Avec un minimum à 49,87 Hz le 15/05 à 0h01, l’année 2014 n’a pas connu d’écart supérieur à 150 mHz ; au-delà de cette valeur en effet, il est à craindre que le délestage fréquence-métrique soit activé pour une perte de 1000 MW de production en Europe. La dégradation de la fréquence est également mesurée par le nombre d'écarts à la baisse supérieurs à 80 mHz, égal à 685 (842 en 2013), et une durée cumulée de 7h03 (9h51 en 2013). Pour les fréquences hautes, le nombre d'écarts enregistre une forte baisse avec un écart maximum à 50,127 Hz (50,145 Hz en 2013) qui laisse davantage de marge par rapport au seuil à risque de 50,2 Hz pour la production photovoltaïque. Le détail mensuel des écarts de fréquences et de leur amplitudes sur les années 2013 et 2014 est donné sur la figure ci-dessous.

La qualité du réglage sur la zone française, et sa contribution à la maîtrise des écarts de fréquence européenne, sont suivies par un indicateur qui mesure le nombre de fois où l'écart du réglage fréquence-puissance de la zone française contribue à une dégradation de la fréquence et n'est pas résorbé en moins de 15 minutes: il a été de 62 en 2014, 60 en 2013, 41 en 2012. La croissance de cet indicateur reflète une augmentation des situations pour lesquelles les réglages et moyens à disposition des opérateurs ne permettent pas d’atteindre la souplesse nécessaire pour absorber rapidement les fluctuations importantes de puissance (heures rondes avec changements de parallèle de plusieurs GW, notamment la nuit). La durée de 5,6% passée dans ces situations, non conformes à la Policy 1, est stable (4,8% en 2013 ; 4,7% en 2012 ; 5,6% en 2011). Les situations de « parallèles à risque » sont aujourd’hui caractérisées par des variations d’au moins 3 GW et des possibilités restreintes d’ajustement par les moyens rapides. Des travaux sont en cours pour élaborer des stratégies d’exploitation permettant de consolider la sûreté tout en respectant la préséance économique. L’année 2014 compte un ESS A (3 en 2013) pour un écart de fréquence à la hausse supérieur à 100 mHz, observé pendant 1 minute et 30 secondes le 18/12 lors de la parallèle de 01h00. Rte a été contributeur à cet écart. Pour mieux anticiper les situations où l'écart de réglage français pourrait contribuer à une dégradation de la fréquence, notamment lors des changements de parallèle supérieurs à 3 GW, Rte a développé en 2013 l’outil MARTI (Modèle d’Anticipation du Réglage Temps-Réel Infrajournalier). Tous les opérateurs responsables de l’équilibre EOD en conduite ont été formés à l’outil en 2014. Celui-ci leur permet de construire les meilleures stratégies d’ajustement en fonction des moyens disponibles et de leurs délais de mise en œuvre. Un indicateur fondé sur MARTI est désormais intégré dans l’outil de supervision SISTER, pour permettre, à partir de la situation de réseau courante, d’anticiper l’évolution de l’écart de réglage à 45 mn. Il permet au dispatcher de connaître à tout instant l’évolution de l’écart de réglage sans action de sa part, et lui permet d’anticiper des actions à DMO court. Ultérieurement une fonction de simulation utilisant MARTI permettra d’évaluer l’efficacité des actions engagées sur une fenêtre de 2 heures, et permettra une intercomparaison technico-économique de celles-ci à partir des offres du marché. En Octobre 2014, les outils de gestion de l’EOD court terme du CNES (REGIS, MARTI, SCORPION) ont été présentés à nos homologues européens du groupe de travail ENTSO-E sur la fréquence (Sub Group System Frequency), toujours dans la perspective de davantage d’harmonisation et de coordination autour des méthodes et des outils.


Bilan sûreté 2014

Page : 22/66


Le sous-groupe a par ailleurs poursuivi les travaux engagés en 2013 de collecte des écarts de fréquence selon un format unifié, et d’analyse du comportement des blocs de réglage en Europe. Le but recherché à terme est l’exploitation de ces données pour proposer des remèdes adaptés aux parcs installés et aux règles localement en vigueur entre GRTs et producteurs. Le sous-groupe a mis au point en 2014, une méthode permettant de caractériser l’énergie réglante de la zone synchrone européenne au moment d’une perte de production de plus de 1000 MW. L’énergie réglante exprimée en MW/Hz permet de relier la déviation de fréquence à l’amplitude de l’aléa : elle fournit ainsi un indicateur de robustesse du système interconnecté aux aléas observés. Les comparaisons pluri-annuelles permettront de dégager les grandes tendances du parc européen et d’extrapoler des déviations potentiellement dangereuses de la fréquence et d’en caractériser les facteurs d’influence. Ce suivi est d’autant plus nécessaire que l’inertie globale du parc européen décroît du fait de la croissance de la production des EnR et de la multiplication des injecteurs de type station de conversion. 3.2.7 Réglage automatique de la fréquence La valeur moyenne du niveau du RSFP se situe en 2014 à la valeur moyenne de - 0,046 (- 0,082 pour 2013). Contrairement à 2013, la valeur minimale préconisée de - 0,12 inscrite dans les Règles de Services Système (§1.8), n’a pas été dépassée.

La figure ci-contre illustre les variations moyennes du niveau du réglage secondaire fréquence puissance depuis 2004. Les dépassements des valeurs contractuelles correspondent à des situations d’exploitation tendues pour lesquelles les réserves disponibles à la baisse sont difficilement mobilisables du fait de contraintes conjoncturelles sur la production, d’engagement de moyens peu flexibles, d’absence de signaux forts sur les tendances d’évolution de la consommation avec des écarts importants entre la prévision J-1 et la réalisation.

Si les marges disponibles à la baisse sont insuffisantes ou manquent de souplesse, le niveau peut rester bloqué à -1 sur plusieurs dizaines de minutes, le temps que les ajustements passés deviennent effectifs ou que la consommation varie. Si la sûreté n’a pas été affectée au cours des épisodes passés, il s’agit cependant de situations d’exploitation potentiellement dangereuses qui peuvent conduire à des fréquences hautes durables par manque de leviers d’action. 3.2.8 Préparation à l’éclipse du 20 mars 2015 Dès mi 2014, Rte et les GRT européens ont engagé des travaux préparatoires pour maîtriser l’EOD et la fréquence européenne lors de cet événement exceptionnel. En effet, la vitesse et le volume conjugués de la variation potentielle de puissance photovoltaïque exposaient la zone RGCE à un déséquilibre entre l’offre et la demande, qui s’il n’était pas maîtrisé en temps réel, pouvait engager la sûreté du système européen par excursion de fréquence à la baisse et/ou à la hausse, avec risque d’événements en cascade, pouvant enchaîner délestage, perte de production, formation de réseaux séparés, blackout. Pour harmoniser la démarche à l’échelle européenne, un groupe de travail « éclipse » a été crée au sein du groupe CSO (Coordinated System Operation) d’ENTSO-E pour évaluer le scénario dit de « worst case » par temps clair sur l’ensemble de l’Europe, et construire une vision aussi précise que possible des leviers disponibles au niveau de chaque GRT face à cet événement, en identifiant les parades au niveau national et inter-GRT. Le GT a ainsi défini une liste de mesures techniquement envisageables sur lesquelles les GRT avaient été invités à se prononcer quant à leur pertinence et faisabilité. L’objectif était d’écarter les mesures inappropriées pour converger vers un catalogue de mesures que les GRT seraient libres d’appliquer selon les spécificités et les contraintes de leur zone de responsabilité. Cette liste fut officiellement validée en février 2015 et affinée par chaque GRT au fur et à mesure de l’approche du jour de l’éclipse. Pour se préparer à des intensités variables de l’événement et engager pour chacune d’elles des moyens adaptés, Rte a construit sur une base statistique, corrigée de l’évolution du parc PV, trois scénarios probabilisés permettant d’encadrer la situation du jour J (tableau ci-dessous). Ainsi la



probabilité pour que la perte de production PV atteigne 2400 MW était estimée à 1%. également estimé des coefficients d’obscurafrançais, qui appliqués aux courbes prévisionnelles PV issues de l’outil IPES, permettraient en JIJ d’obtenir les courbes PV intégrant l’effet de l’éclipse en fonctio(courbe ci-dessous).

Face à l’enjeu sûreté, Rte s’est également rapproché des acteurs concernés par l’événement, à savoir les responsables d’équilibre intégrant dans leur périmètre de la production photovoltaïque rau RPT (EDF et CNR), puis à l’approche de l’échéance, des fournisseurs de servicmaximiser la disponibilité au moment de l’éclipse.

3.3 Gestion de la tensio L’année n’ayant pas connu de période le risque d’écroulement de tension dégradation significative à la baisseen Tension n’a pas été armé, envoyé. Les nombreuses avaries sur les batteries de condensateurs 400apparues dès le mois de mars (fuites d’huileprolongée des matériels, n’ont eu que peu de conséquences grâce sur les postes sensibles et la douceur exceptionnelle du début de l’hiver. En revanche, comme les années précédentes, l’exploitation a été confrontée au phénomène de tensions hautes qui s’installe de façon durablelorsque les ouvrages aériens sont peu chargés et produisent de l’énergie réactive, donc plutôt en été et pendant les week ends, lors des périodes de faible consommation, mais manifester à d’autres périodes deHTB, qui présentent un comportement capacitif marqué, par le développement de production répartie sur les réseaux de distribution qui active et réactive, par la diminutiodes modifications du comportement réactif des charges, par des principes de tarification obsolètes (tangφ max). Les tensions hautes influent directement sur la durée de vie des matériels declients et de Rte. Elles doivent donc être maîtrisées et les risques réels bien cernés. Du point de vue sûreté, elles sont moins dangereuses que les tensions basses, mais plus difficiledépendantes de données plus complexes, et d’une façon anticipée et coordonnée du plan de tension sous le contrôle du CNES, démarrage de compensateurs synchrones, enclenchement de selfs, ouverturconsistent à mettre hors service des ouvrages (parfogroupes absorbent du réactif, pourraient dynamique de certains groupes, La coordination inter-régionale et transfrontalière s’avère efficace, voire nécessaire dans la recherche de parades contre les tensions hautes. On peut citer par exemTERNA par le CE de Marseille pour la mise en place d’une gestion coordonnée du plan de tension sur

FRANCE Delta PV éclipse Gradient min/max

Scenario 1% 2400 MW

Scenario 10% 2200 MW

Scenario médian 1600 MW

Scénarios d’impact sur la production PV

Bilan sûreté 2014


que la perte de production PV atteigne 2400 MW était estimée à 1%. efficients d’obscuration pour la durée de l’éclipse, uniformes

français, qui appliqués aux courbes prévisionnelles PV issues de l’outil IPES, permettraient en Jintégrant l’effet de l’éclipse en fonction de son évolution

s’est également rapproché des acteurs concernés par l’événement, à savoir les responsables d’équilibre intégrant dans leur périmètre de la production photovoltaïque r

DF et CNR), puis à l’approche de l’échéance, des fournisseurs de servicmaximiser la disponibilité au moment de l’éclipse.

Gestion de la tension

ayant pas connu de période froide ni de transits frontaliers particulièrement le risque d’écroulement de tension a été faible. Plus globalement, le plan de tension n’a pas connu de dégradation significative à la baisse. Comme en 2013, l’automate ADO, élément du Plan de Défense

et aucun ordre de sauvegarde (-5% Un, blocage régleur) n’a été

uses avaries sur les batteries de condensateurs 400 kV du programme d’installation 2013, apparues dès le mois de mars (fuites d’huile sur défaut de conception) et entraînant l’indisponibilité

n’ont eu que peu de conséquences grâce à la priorisation par Rtela douceur exceptionnelle du début de l’hiver.

En revanche, comme les années précédentes, l’exploitation a été confrontée au phénomène de tensions hautes qui s’installe de façon durable sur de nombreuses zones du territoirelorsque les ouvrages aériens sont peu chargés et produisent de l’énergie réactive, donc plutôt en été

lors des périodes de faible consommation, mais autres périodes de l’année. Il est accentué par la présence de câbles en HTA et en

HTB, qui présentent un comportement capacitif marqué, par le développement de production répartie sur les réseaux de distribution qui les rendent moins consommateurs, voire injecteurs de puissance

, par la diminution des capacités d’absorption de certains groupes de productiondes modifications du comportement réactif des charges, par des principes de tarification

ions hautes influent directement sur la durée de vie des matériels deElles doivent donc être maîtrisées et les risques réels bien cernés. Du point de vue

sûreté, elles sont moins dangereuses que les tensions basses, mais plus difficiledépendantes de données plus complexes, et d’une façon générale plus difficiles à maîtriseranticipée et coordonnée du plan de tension sous le contrôle du CNES, démarrage de compensateurs synchrones, enclenchement de selfs, ouverture de lignes 400 kV, ouverture de câblesconsistent à mettre hors service des ouvrages (parfois une quinzaine simultanément)

pourraient contribuer à fragiliser le maillage du réseau, voire dynamique de certains groupes, si leur volume venait à augmenter significativement.

régionale et transfrontalière s’avère efficace, voire nécessaire dans la recherche de parades contre les tensions hautes. On peut citer par exemple, les discussions engagées avec TERNA par le CE de Marseille pour la mise en place d’une gestion coordonnée du plan de tension sur

0,0%

20,0%

40,0%

60,0%

80,0%

100,0%

120,0%

09:00 10:00

Gradient min/max

-33 MW/min +42 MW/min -30 MW/min +40 MW/min -15 MW/min +37 MW/min

Scénarios d’impact sur la production PV

Coefficients d’obscuration

Page : 23/66


que la perte de production PV atteigne 2400 MW était estimée à 1%. Rte a tion pour la durée de l’éclipse, uniformes sur le territoire

français, qui appliqués aux courbes prévisionnelles PV issues de l’outil IPES, permettraient en J-1, J et n de son évolution dans le temps

s’est également rapproché des acteurs concernés par l’événement, à savoir les responsables d’équilibre intégrant dans leur périmètre de la production photovoltaïque raccordée

DF et CNR), puis à l’approche de l’échéance, des fournisseurs de services système afin d’en

particulièrement contraignants, globalement, le plan de tension n’a pas connu de

’automate ADO, élément du Plan de Défense 5% Un, blocage régleur) n’a été

kV du programme d’installation 2013, ) et entraînant l’indisponibilité

la priorisation par Rte des retours

En revanche, comme les années précédentes, l’exploitation a été confrontée au phénomène de de nombreuses zones du territoire. Il survient

lorsque les ouvrages aériens sont peu chargés et produisent de l’énergie réactive, donc plutôt en été lors des périodes de faible consommation, mais peut également se

Il est accentué par la présence de câbles en HTA et en HTB, qui présentent un comportement capacitif marqué, par le développement de production répartie

injecteurs de puissance groupes de production, par

des modifications du comportement réactif des charges, par des principes de tarification devenus ions hautes influent directement sur la durée de vie des matériels des

Elles doivent donc être maîtrisées et les risques réels bien cernés. Du point de vue sûreté, elles sont moins dangereuses que les tensions basses, mais plus difficiles à prévoir car

générale plus difficiles à maîtriser : baisse anticipée et coordonnée du plan de tension sous le contrôle du CNES, démarrage de compensateurs

e de lignes 400 kV, ouverture de câbles. Ces actions qui is une quinzaine simultanément) alors que les

giliser le maillage du réseau, voire la stabilité si leur volume venait à augmenter significativement.

régionale et transfrontalière s’avère efficace, voire nécessaire dans la recherche ple, les discussions engagées avec

TERNA par le CE de Marseille pour la mise en place d’une gestion coordonnée du plan de tension sur

11:00

Coefficients d’obscuration estimés


Bilan sûreté 2014

Page : 24/66


une zone franco-italienne englobant PACA Est. Par ailleurs, une nouvelle hiérarchisation des parades contre les tensions hautes intégrant les changements de prise du TD de Boutre à compter de mai 2014, a permis de diminuer le nombre d’heures de mise hors tension des câbles en région PACA. En complément de l’utilisation des capacités réactives des groupes de production pour maîtriser la tension électrique sur les nœuds de son réseau, Rte a installé sur les dix dernières années d’importants moyens de compensation : 10 100 Mvar capacitifs et 3 800 Mvar inductifs, CSPR (Compensateur Statique de Puissance Réactive) inclus. L’année 2014 a vu l’installation de batteries de condensateurs dans le sud-ouest (760 Mvar) et en Normandie (160 Mvar), ainsi que d’un CSPR (+ 200 / - 100 Mvar) au poste 225 kV de Nanterre, destiné à améliorer la tenue de la tension de l’ouest parisien. C’est le septième CSPR installé en France par Rte, comme rappelé dans le tableau ci-dessous :

CSPR à proximité de

Plages de réglage

(Mvar)

Année des

travaux

Constructeur

Saint Brieuc +100/-50 2005 ABB

Lorient +200/-100 2005 ABB

Nantes +250/-100 2011 Siemens

Rennes +250/-250 2013 Alstom grid

La Roche sur Yon +250/-250 2013 Alstom grid

Caen +250/-100 2012 Siemens

Nanterre +200 /-100 2014 Siemens

De façon générale, les moyens capacitifs sont installés dans les zones de consommation élevée, éloignées des centres de production ou dans des zones traversées par des transits de puissance importants. Les moyens inductifs sont quant à eux installés dans les zones où la consommation est peu élevée, dans les zones urbaines avec forte concentration de liaisons souterraines, dans les zones à forte implantation des énergies renouvelables. Un CSPR est un dispositif à électronique de puissance qui se comporte selon les besoins comme un condensateur ou comme une inductance, et offre une flexibilité de réglage rapide de la tension en continu. Rte prévoit de nouveaux investissements en moyens de compensation pour les années à venir, répartis comme présenté sur les graphiques ci-dessous, avec un effort particulier en 2015 sur l’installation de selfs pour la gestion des tensions hautes.

Rte a également poursuivi ses efforts en matière de gestion de la tension dans plusieurs directions :

• En poursuivant les travaux avec les producteurs sur la limitation de production et d’absorption de puissance réactive des groupes,

• En renforçant le processus d'étude visant à mieux anticiper par des simulations dynamiques en J-1 et IJ, les situations délicates et caler au plus près du temps réel l’utilisation des leviers disponibles en conduite et la prise de décision d'appel aux ordres de sauvegarde ("-5% Un" de baisse des tensions de consigne des transformateurs alimentant les clients distribution, blocage des régleurs) si nécessaire,

• En effectuant des études coordonnées court-terme (ECCT) pilotées par le CNES avec la contribution de plusieurs régions, afin d’améliorer la pertinence des études et d’optimiser les leviers d’action sur les tensions hautes par élargissement du périmètre géographique ;



• En engageant le projet «maîtriser les écroulements de tension sur la zone Nord de la France, pour une mise en service avant l’hiver 2015-2016.

Enfin, la méthode d’étude des d’expérimentation depuis 2013, a été validée en juillet 2014est actuellement en application dans plusieurs étudesà l’été 2015. 3.4 Gestion des échanges

3.4.1 Gestion des flux physiquesLa gestion des flux sur le réseau français facteurs conjoncturels (conditionorganisationnels (efficacité de la gestion à la maille régionale avec transformateurs déphaseurs belges et allemands, effet transitoires maximales des ouvrages, notamment sur les ouvrages sensibles Comme en 2013, les limites de capacité d’échange entre la France et l’Allemagne près de la moitié du temps, en raison de contraintes sur les réseaux apparaissant à l’occasion importants provoqués par la production éolienne dans le Nord de l’Allemagne. Côté Espagne, l’interconnexion a été saturée 67% du temps, dont 45% de la France vers l’Espagne et 22% dans l’autre sens. La capacité d’échanges entre les deux pays seren service de la liaison Baixas-Santa Llogaia.La volatilité des échanges commerciaux importante au cours d’une journée comme l’illustre la figure civolatilité induit une variabilité accrue complexe.

3.4.2 EOD de la Belgique pour l’hiver 2014L’arrêt non planifié de trois groupes nucléaires belges en septembre a augmenté le risque de délestage durant l’hiver. Rte est venu en aide à la Belgique en mettant en place NL, un processus opérationnel opéré par CORESO et couvrant le Japprouvé par l’ensemble des régulateurs de la zone CWE de la zone CWE pour augmenter les capacités d’import de la Belgique dans cette situation particulière.

Bilan sûreté 2014


engageant le projet « ADN » , futur composant du Plan de Défense en Tension, maîtriser les écroulements de tension sur la zone Nord de la France, pour une mise en service

des tensions hautes pour décision d’investissement, en phase d’expérimentation depuis 2013, a été validée en juillet 2014 par le Comité Doctrines et Politiquesest actuellement en application dans plusieurs études sur l’ensemble de la France avec un REX prévu

échanges aux frontières

Gestion des flux physiques

La gestion des flux sur le réseau français a été bien maîtrisée en 2014. Ceci s'expliqueconjoncturels (conditions clémentes, consommation décroissante

efficacité de la gestion à la maille régionale avec CORESOges et allemands, effet de la prise en compte des nouvelles

des ouvrages, notamment sur les ouvrages sensibles … ). es limites de capacité d’échange entre la France et l’Allemagne

près de la moitié du temps, en raison de contraintes sur les réseaux apparaissant à l’occasion importants provoqués par la production éolienne dans le Nord de l’Allemagne. Côté Espagne, l’interconnexion a été saturée 67% du temps, dont 45% de la France vers l’Espagne et 22% dans l’autre sens. La capacité d’échanges entre les deux pays sera doublée en 2015 avec la mise

Santa Llogaia. commerciaux aux frontières est désormais installée

importante au cours d’une journée comme l’illustre la figure ci-dessous pour la journée du 4/12accrue sur les flux physiques du réseau dont la gestion devient plus

EOD de la Belgique pour l’hiver 2014-2015 non planifié de trois groupes nucléaires belges en septembre a augmenté le risque de

délestage durant l’hiver. Rte est venu en aide à la Belgique en mettant en place opéré par CORESO et couvrant le J-2 au temps réel

approuvé par l’ensemble des régulateurs de la zone CWE a ouvert la possibilité augmenter les capacités d’import de la Belgique dans cette situation particulière.

Page : 25/66


» , futur composant du Plan de Défense en Tension, destiné à maîtriser les écroulements de tension sur la zone Nord de la France, pour une mise en service

d’investissement, en phase par le Comité Doctrines et Politiques. Elle

a France avec un REX prévu

Ceci s'explique par des consommation décroissante), structurels,

CORESO, en particulier des de la prise en compte des nouvelles intensités

es limites de capacité d’échange entre la France et l’Allemagne ont été atteintes

près de la moitié du temps, en raison de contraintes sur les réseaux apparaissant à l’occasion des flux

Côté Espagne, l’interconnexion a été saturée 67% du temps, dont 45% de la France vers l’Espagne et a doublée en 2015 avec la mise

est désormais installée, et peut se révéler journée du 4/12. Cette

physiques du réseau dont la gestion devient plus

non planifié de trois groupes nucléaires belges en septembre a augmenté le risque de délestage durant l’hiver. Rte est venu en aide à la Belgique en mettant en place avec ELIA et Tennet

emps réel ; ce processus, a ouvert la possibilité de modifier les NTCs

augmenter les capacités d’import de la Belgique dans cette situation particulière.


Bilan sûreté 2014

Page : 26/66


Des capteurs Ampacimon permettant d’exploiter les interconnexions avec des IST dynamiques ont été installés sur les lignes FR-BE et BE-NL afin d’optimiser les capacités d’import belge en fonction du refroidissement des lignes. Ce processus exceptionnel n’a pas été activé par ELIA. 3.4.3 Evolution des marchés européens de l’électricité

Les marchés électriques européens ont connu deux évolutions en 2014 : • le 5 février, création de la zone Multi Regional Coupling avec l’extension du couplage par les

prix aux pays de la zone North West Europe ; • le 14 mai, extension vers la péninsule ibérique de la zone South West Europe.

Ces extensions auront un impact sur les interconnexions et les flux interzones.

3.4.4 Couplage des marchés Flow Based

La mise en place opérationnelle du Flow based (FB) qui modélise le lien entre les échanges commerciaux et les flux physiques, initialement prévue en novembre 2014, a été retardée suite aux problèmes rencontrés par ELIA pour son équilibre offre-demande. Le « parallel run FB » commencé en 2013 s’est poursuivi sur la zone CWE, avec une intégration progressive des processus opérationnels et des outils industriels, tant à Rte que côté CWE. Ce « parallel run » a permis de mettre en évidence une meilleure adaptabilité des réseaux au niveau des échanges, en optimisant l’usage de toutes les capacités d’interconnexion pour maximiser les échanges transfrontaliers. Les GRTs ont constaté un renforcement de la coordination opérationnelle au sein de la zone CWE avec une implication forte de CORESO et SSC, des coûts de congestions moindres et des parades sur contraintes optimisées. Après cette période de tests, le FB s’avère donc être un vecteur de coordination et d’harmonisation des règles de sûreté entre les GRT. La mise en place opérationnelle du FB sur la zone CWE est désormais opérationnelle depuis le 20 mai 2015, et permet d’optimiser l’utilisation des capacités d’interconnexion. 3.4.5 Préparation à la mise en conduite de l’interconnexion HVDC France-Espagne L’année 2014 a été consacrée à la préparation de la mise en conduite prévue à l’été 2015 :

• définition d’un processus de programmation et de conduite de la liaison avec REE : le mode d’exploitation hybride panachant les modes « consigne point fixe » et « émulation signal alternatif » a été retenu entre Rte et REE ; ce mode d’exploitation élaboré pour intégrer une liaison DC dans l’exploitation d’un réseau AC représente une première mondiale et demande une mise en place progressive.

• développement et recette des outils qui permettront l’exploitation de la liaison, notamment le module optimiseur TOPASE dans Convergence et le nouveau SCADA PLC2 dédié à la conduite de la HVDC.

3.5 Gestion des congestions internes Les coûts de congestion contractés en 2014 sur le MA sont légèrement inférieurs à ceux de 2013. Le poste principal concerne la gestion du N-1 ou N-1 ligne double (en période d’orages) sur l’axe 400 kV Tavel-Realtor alimentant la région PACA. Ce N-1 n’a pas été couvert pendant 24 heures (48 heures en 2013), dont 21 heures pour raisons climatiques. Au cours de l’année, la gestion de l’axe Tavel-Realtor a été pénalisée par les maintiens en arrêt saisonnier ou mise sous cocon des CCG locaux et les grèves prolongées dans le thermique proche.

A l’automne 2014, le « filet de sécurité PACA» a été mis en service pour tests. Sa mise en service officielle est prévue en avril 2015. Avec trois nouvelles liaisons souterraines à 225 kV et les selfs adaptées, il permettra de renforcer la structure d’alimentation de la zone et d’assurer à celle-ci un niveau de sûreté équivalent à celui des autres régions françaises en cas d’indisponibilité de l’artère 400 kV (voir ci-contre).


Bilan sûreté 2014

Page : 27/66


Les travaux 400 kV en Vallée du Rhône ont entraîné moins de contraintes qu’en 2013, du fait de : (i) l’utilisation du TD de Logis Neuf qui permet une régulation des flux de la vallée et influence la zone de Pratclaux 225 kV, (ii) une coordination efficace entre les Centres d’Exploitation de Lyon, Toulouse et Marseille qui a permis une bonne connaissance et prise en compte des contraintes des trois centres.

3.6 Courts-circuits affectant les ouvrages de transport Le nombre de courts-circuits (9818) affectant les ouvrages de transport est en hausse cette année (9351 en 2013). Cette hausse s'explique par un fort taux de foudroiement en 2014, notamment en automne, avec une activité kéraunique très proche du record national de la dernière décennie. Ainsi, les orages sont à l’origine de 84% des courts-circuits en région Sud-Est, 65% en région Rhône-Alpes, 51% en région Sud-Ouest, 32% en région Nord-Est. Depuis 5 ans, le taux d'apparition de court-circuit par rapport au foudroiement des ouvrages est très proche de 1%, ce qui illustre la bonne protection des ouvrages contre la foudre. On note d’ailleurs en 2014, une baisse de la fréquence de coupure, malgré une forte densité de foudroiement. A l’échelle nationale, les causes principales des courts-circuits sont naturellement d’origine atmosphérique avec 50% pour les orages et 5,3% pour le vent, les tempêtes, les inondations. Très peu de courts-circuits sont dus à la neige collante cette année (0,5%). Les avaries matérielles comptent pour 2,9% des causes avérées (2,3% en 2013). On constate en 2014 un taux de causes avérées de 62%, en recul par rapport à 2013 (70%). Parmi les causes "présumées", c'est à dire non identifiées avec certitude, une part prépondérante revient à l'activité avifaune. Comme en 2013, on peut souligner en 2014 des résultats encourageants pour ce qui concerne les cas d’amorçage avec la végétation, témoignant de l’efficacité de la mise en œuvre d’actions de maintenance (élagage, retente des conducteurs, …). La mise en souterrain des câbles, si elle présente des conséquences au niveau du réactif, devrait permettre à terme de limiter encore plus le nombre de courts-circuits. Avec 2,8 % du total, la part de défauts permanents est en recul (4,3% en 2013). Ces défauts permanents conduisent à la perte de l'ouvrage (ou de plusieurs) alors que les courts-circuits fugitifs n’affectent pas la disponibilité des ouvrages lorsque les protections fonctionnent correctement. D'impact potentiel sur la sûreté, la grande majorité des 417 défauts affectant le réseau 400 kV sont des défauts monophasés, tandis que 21 d'entre eux sont polyphasés et donc susceptibles d'engager la stabilité transitoire des groupes de production, s’ils sont mal éliminés (un phénomène d'instabilité dépend des conditions initiales de production, de topologie, des caractéristiques du défaut et de son temps d’élimination). Le risque lié à la durée d’élimination du court-circuit demeure globalement faible, du fait du bon comportement des systèmes de protection en 400 kV. Sous l'angle de la sûreté, il convient de focaliser l’analyse sur les aléas ayant entraîné la perte de lignes doubles 400 kV ou de tronçons de barres 400 kV, types d'incident susceptibles d'entraîner des perturbations de grande ampleur. L’année 2014 n’a connu aucune perte de ligne double 400 kV définitive (10 défauts simultanés fugitifs). Un défaut fugitif triple a affecté trois lignes dans un même couloir lors d’un épisode orageux ; il a été résorbé sans conséquences sur la sûreté par un bon fonctionnement des protections. L’application Météorage dans les dispatchings permet : (i) en cas d’alerte orage, d’adapter des schémas d’exploitation préventifs pour limiter les conséquences d’éventuels courts-circuits sur la zone concernée, (ii) d’exploiter la localisation des impacts de foudre en cas de déclenchement de lignes à proximité. Les expérimentations se poursuivent en région lyonnaise pour limiter les conséquences des foudroiements et permettre une reprise de service plus rapide en cas de déclenchement définitif d’un ouvrage. Au vu du grand nombre de défauts affectant annuellement le réseau, notamment en périodes d’orage et leurs conséquences sur les coupures de clientèle, Rte a engagé le projet LAD (Localisation Automatique de Défaut) dont l’objectif est de (i) remettre plus rapidement sous tension les ouvrages sains en évitant la visite sur place de ceux-ci, (ii) accélérer la visite des ouvrages en défaut grâce à la précision de localisation géographique du défaut (+/- 2 km sur une ligne de 100 km). L’année 2014 a


Bilan sûreté 2014

Page : 28/66


été marquée par le choix de outil expert au cœur du projet, et les travaux préparatoires aux expérimentations qui seront menées au second trimestre 2015 sur les centres de Lyon et Marseille, les plus foudroyés. 4. Composantes matérielles de la sûreté

4.1 Groupes de production

4.1.1 Parc de production La composition du parc continue d’évoluer en faveur des énergies renouvelables avec l’arrivée de 1889 MW de production éolienne et photovoltaïque et le retrait de 1296 MW de production thermique fossile, essentiellement charbon.

On note en 2014 un rebond par rapport à 2013, de la capacité installée pour l’éolien et le photovoltaïque.

Fin 2014, les parcs éolien et photovoltaïque représentent respectivement 7,2% et 4,1% de la puissance installée du parc français. Les taux de couverture moyens de la consommation sur 2014 sont de 3,6% (3,3% en 2013) pour l’éolien, et 1,3% (1% en 2013) pour le photovoltaïque. Le facteur de charge moyen pour l’éolien s’établit à 22,6% (23,2%), avec des moyennes mensuelles inférieures à cette valeur sur 7 mois de l’année : mars-avril et juin-octobre, avec un minimum atteint en septembre à 11,3%. Le maximum de production éolienne est atteint le 27 décembre à 4h du matin avec une puissance de 7 238 MW (facteur de charge ponctuel de 79,8%). Le maximum de production photovoltaïque est observé le samedi 17 mai à 13h30 avec une puissance de 3 700 MW (facteur de charge ponctuel de 80,3%). La croissance dans le mix énergétique de la part des EnR, intermittentes par nature, induit des incertitudes qui doivent être prises en compte dans la gestion de l’équilibre offre-demande. Les capacités hydrauliques (25,4 GW) et nucléaires (63,1 GW) sont restées stables en 2014. Leur production respectives sont en tête de la production électrique française avec respectivement 68,2 TWh et 415,9 TWh, soit 12,6% et 77 % de la production totale. La bonne disponibilité du parc nucléaire a conduit à une production de la filière en augmentation de 3% par rapport à 2013. La production des centrales charbon est en recul de 58% par rapport à 2013, du fait des déclassements (Cordemais 1, Blénod, …), d’une production hydraulique et nucléaire élevée, de la progression des EnR, de la baisse de consommation. Les conditions économiques demeurent difficiles pour les cycles combinés gaz (CCG) qui sont placés à l’arrêt durant la période estivale, voire sur des périodes annuelles ou plus longues encore. Plus largement en Europe, plus de 35 GW de centrales à gaz sont actuellement « sous cocon ». 4.1.2 Contribution aux réglages et limitations en réactif eDF et Rte échangent deux fois par an sur le programme pluriannuel de résorption des limitations de capacité réactive des groupes, tant en fourniture qu’en absorption. Ces limitations peuvent être pénalisantes pour la gestion des tensions basses (risque d’écroulement) ou hautes (risques pour les matériels). Ces échanges permettent d’avoir une bonne visibilité de la réserve réactive effective du parc pour réaliser les études essentielles à la sûreté et en apprécier les évolutions sur les années à

Evolution du parc éolien Fin 2014 : 414 MW raccordés sur le réseau RTE, 8706 MW raccordés sur les réseaux ERDF et ELD

Evolution du parc photovoltaïque Fin 2014 : 338 MW raccordés sur le réseau RTE, 4954 MW raccordés sur les réseaux ERDF et ELD



venir (passage hiver/été, dimensionnement des moyens de compensation).suivis sont effectués en considérant les diagrammes individintégrer dans ses études dynamiques de tension, les capacités réelles des limitations, qu’elles soient temporaires La baisse des écarts poursuit la dynamique absorption sont en deçà de l’aléa industriel dit normal cumulés en fourniture marquent aussi une nette baisse et devraient atteindre l’aléa normal dans le courant de l’année 2015. Concernant le palier CP1 du parc nucléaire, nouveaux diagrammes Q/U (livrés en décembre 2013) qui reflètent contractuelles tant en fourniture qu’en absorptiondiminuée de 1500 Mvar en fourniture, et de 2400 Mvar en absorptioninitiales. Ces nouvelles plages ont été Système applicables au 1er janvier 2014.Dans le cadre des rénovations entreprises 900 MW), les premières interventions ont mis en pas de respecter les garanties constructeur.des capacités de fourniture de réactif de ces tranches au fur et à mesure des rénovations.Par ailleurs, lors du remplacement position contractuelle haute de la prise n’a pas été respectéecapacité de fourniture de réactif du groupe d’absorption. Ce type d’écart a donné lieu à un arrêt weektenu de l’impact de cet écart sur la sûreté du sysgroupes se repositionneront sur prise contractuelle à l’occasion des Dans le cadre de la poursuite de la rénovation du RSCT, lors de l’arrêt de tranche en mars 2014 les consignes pour le RST ou le RSCT (niveau de réactif, tension de consignegroupes Cordemais 4 et 5 avaient été configurés en RSCTégalement basculé sous architecture RSCTrenouvellement du RSCT d’ici fin 2017 concerne désormais les 14 groupes nucléaires de la zone Ouest, en démarrant par un groupe pilote à Saintet Brennilis, le premier basculement d’architecture vers l’arrêt de tranche. Il sera suivi d’une exploitation sous contrôle pendant 6 mois. Fin 2017, tous lematériels spécifiques au RSCT, devenus oL’évolution de consigne du RST quantDTR applicable au 1er janvier 2014de tension, mieux adaptée aux régimes de défaut. 4.1.3 Îlotages et essais de renvoi de tension

tous les 4 ans. En 2014, 13 essais d'îlotage depuis la pleine puissance, dont 2 fortuits, ont été réalisés pour les groupes nucléaires : 11 îlotages ont ététaux sur 4 années glissantes de 86%, satisfaisant par rapport à l’objectif pluriminimum. Le taux de réussite sur les 5 dernières années Pour ce qui concerne les renvois de tension par le rleur état opérationnel : (i) comportement physique des matériels de la fileopérateurs Rte et EDF à la constitution de ces files dans des

70

75

80

85

90

95

Bilan sûreté 2014


passage hiver/été, dimensionnement des moyens de compensation). Depuis 2012, tous les suivis sont effectués en considérant les diagrammes individuels Q/U des machines. intégrer dans ses études dynamiques de tension, les capacités réelles des groupes

s soient temporaires ou non. La baisse des écarts poursuit la dynamique impulsée ces dernières années : les écarts cumulés en absorption sont en deçà de l’aléa industriel dit normal (estimé à 7% de la réserve totale)cumulés en fourniture marquent aussi une nette baisse et devraient atteindre l’aléa normal dans le

Concernant le palier CP1 du parc nucléaire, Rte utilise désormais pour ses études tension les ammes Q/U (livrés en décembre 2013) qui reflètent les abaissements des plages

tant en fourniture qu’en absorption. La réserve totale du palier CP1 est désormais 1500 Mvar en fourniture, et de 2400 Mvar en absorption par rappor

ont été prises en compte dans les accords de participation aux Services janvier 2014.

entreprises par eDF en 2014 sur le palier CP2 (8 tranches nucl, les premières interventions ont mis en évidence des risques d’échauffement

pas de respecter les garanties constructeur. Les études sont en cours, qui aboutiront fourniture de réactif de ces tranches au fur et à mesure des rénovations.

Par ailleurs, lors du remplacement de pôles du transformateur principal sur 3 groupes nucléaires, la position contractuelle haute de la prise n’a pas été respectée . Ceci a pour efcapacité de fourniture de réactif du groupe à tension donnée, et d’augmenter sa capacité

Ce type d’écart a donné lieu à un arrêt week-end pour un groupe stratégique, compte tenu de l’impact de cet écart sur la sûreté du système, en vue du passage de l’hiver. Les autres groupes se repositionneront sur prise contractuelle à l’occasion des prochains arrêt

te de la rénovation du RSCT, deux groupes de Cordemais ont été équipés êt de tranche en mars 2014 d’une interface standard (Archiprod) permettant de recevoir

les consignes pour le RST ou le RSCT (niveau de réactif, tension de consigneCordemais 4 et 5 avaient été configurés en RSCT-NA en 2013. La TA

sous architecture RSCT-NA en 2014. La poursuite du renouvellement du RSCT d’ici fin 2017 concerne désormais les 14 groupes nucléaires de la zone

, en démarrant par un groupe pilote à Saint-Laurent-des-Eaux. A la lumière e premier basculement d’architecture vers le RSCT-NA aura lieu en Avril 2015

suivi d’une exploitation sous contrôle pendant 6 mois. Fin 2017, tous leues au RSCT, devenus obsolètes, auront ainsi été renouvelés.

L’évolution de consigne du RST quant-à-elle se fait désormais conformément à l’article 4.2.1 de la janvier 2014. Tous les nouveaux groupes raccordés règlent selon une

de tension, mieux adaptée aux régimes de défaut.

Îlotages et essais de renvoi de tension Dans l’éventualité de la mise hors tension d’une importante portion du territoire après un incident généralisampleur, Rte et EDF respectent un contrat qui vise d’une part à renforcer la sûreté nucléaire par la mise en œuvre de scénarios de renvoi de tension vers les groupes nucléaires sources d’alimentation des auxiliaires, et d’autre part à assurer la reconstitution du réseau dans le but de réalimenter la clientèle, notamment à partir des tranches nucléaires de EDF. La réussite préalable de l’ îlotage des groupes nucléaires en cas d’incident généralisé est primordiale pour répondre à ces deux objectifs. essais d’îlotage sont programmés pour chaque tranche, environ

En 2014, 13 essais d'îlotage depuis la pleine puissance, dont 2 fortuits, ont été réalisés pour les : 11 îlotages ont été réussis, soit un taux de succès de 85% (94% en 20

taux sur 4 années glissantes de 86%, satisfaisant par rapport à l’objectif pluriminimum. Le taux de réussite sur les 5 dernières années est présenté sur le graphique ci

les renvois de tension par le réseau, il est nécessaire de vérifier périodiquement comportement physique des matériels de la file, (ii) entraînement d

la constitution de ces files dans des situations rares, stressantes et de fragilité

Page : 29/66


Depuis 2012, tous les uels Q/U des machines. Rte peut ainsi

des groupes en tenant compte

: les écarts cumulés en serve totale) ; les écarts

cumulés en fourniture marquent aussi une nette baisse et devraient atteindre l’aléa normal dans le

Rte utilise désormais pour ses études tension les abaissements des plages

. La réserve totale du palier CP1 est désormais par rapport aux déclarations

prises en compte dans les accords de participation aux Services

(8 tranches nucléaires d’échauffement, ne permettant

Les études sont en cours, qui aboutiront à une réduction fourniture de réactif de ces tranches au fur et à mesure des rénovations.

sur 3 groupes nucléaires, la . Ceci a pour effet de diminuer la

et d’augmenter sa capacité end pour un groupe stratégique, compte

en vue du passage de l’hiver. Les autres arrêts de tranche.

de Cordemais ont été équipés d’une interface standard (Archiprod) permettant de recevoir

les consignes pour le RST ou le RSCT (niveau de réactif, tension de consigne). Pour rappel, les . La TAC de Brennilis a

La poursuite du programme de renouvellement du RSCT d’ici fin 2017 concerne désormais les 14 groupes nucléaires de la zone

A la lumière des REX Cordemais NA aura lieu en Avril 2015, lors de

suivi d’une exploitation sous contrôle pendant 6 mois. Fin 2017, tous les

à l’article 4.2.1 de la . Tous les nouveaux groupes raccordés règlent selon une consigne

Dans l’éventualité de la mise hors tension d’une importante portion du territoire après un incident généralisé ou de grande

n contrat qui vise d’une part à renforcer la sûreté nucléaire par la mise en œuvre de scénarios de renvoi de tension vers les groupes nucléaires pour diversifier les sources d’alimentation des auxiliaires, et d’autre part à assurer la

eau dans le but de réalimenter la clientèle, notamment à partir des tranches nucléaires de EDF. La réussite au

es groupes nucléaires en cas d’incident énéralisé est primordiale pour répondre à ces deux objectifs. Des

pour chaque tranche, environ

En 2014, 13 essais d'îlotage depuis la pleine puissance, dont 2 fortuits, ont été réalisés pour les de 85% (94% en 2013), et un

taux sur 4 années glissantes de 86%, satisfaisant par rapport à l’objectif pluri-annuel de 60% sur le graphique ci-contre.

nécessaire de vérifier périodiquement (ii) entraînement des

, stressantes et de fragilité


Bilan sûreté 2014

Page : 30/66


du réseau. Chaque site dispose de 3 scénarios dont 2 externes. Chaque scénario doit faire l’objet d’un essai périodique. Pour 2014, 20 essais ont été réalisés dont 18 avec succès. Le comité de pilotage EDF-Rte des différents scénarios, a évalué le caractère opérationnel de l’ensemble des scénarios : fin 2014, 44 des 58 scénarios sont considérés comme opérationnels (essai réalisé depuis moins de 3 ans) et 10 le sont à titre dérogatoire pour périodicité dépassée, les écarts constatés étant considérés comme minimes et sans conséquence sur l’efficacité de ces scénarios. EDF et Rte ont engagé une réflexion courant 2014 afin de revoir les modalités pratiques de réalisation des essais avec comme objectif d’en optimiser la réalisation en agissant sur le mode opératoire et en maîtrisant les moyens engagés. Ces nouvelles modalités seront mises en œuvre en 2015 et le dispositif sera complété par la mise en place, à partir de 2016, d’essais s’appuyant sur les simulateurs de EDF et Rte permettant aux opérateurs de vivre une situation très proche de celle d’un incident généralisé. L’ensemble de ces nouvelles modalités vise à renforcer l’efficacité des essais périodiques de renvoi de tension et maximiser le nombre de scénarios opérationnels. 4.2 Equipements du réseau : fonctionnement des matériels et évolutions

4.2.1 Fonctionnement des protections, automates et du contrôle-commande L’analyse de l'élimination par les protections et les disjoncteurs des 417 courts-circuits subis par le réseau 400 kV (382 en 2013), dont 376 monophasés, fournit des informations quant à l'adéquation du plan de protection et l’efficacité de la maintenance des équipements de protection comme celle des disjoncteurs.

83% des défauts ont été éliminés en moins de 80 ms et 94% en moins de 100 ms. La durée d’élimination d’un défaut conditionnant la stabilité du système par maintien des groupes au synchronisme, celle-ci doit être aussi rapide que possible. La valeur de référence retenue par l’exploitation se situe aujourd’hui à 80 ms. Certaines localisations sensibles requièrent une élimination des défauts triphasés francs en moins de 85 ms (défaut ligne), et 75 ms (défaut barre). Pour les cas les plus critiques, des disjoncteurs « rapides » ont été installés pour éliminer un défaut franc triphasé sur une ligne en 70 ms, et un défaut barre en 67 ms.

Sur les 417 défauts, 19 ont présenté des anomalies d’élimination, portant à 95,4 % (93,5% en 2013) la disponibilité des protections et automates sur défaut électrique, renouant ainsi avec les niveaux de 2011 et 2012. Avec 19 anomalies sur défaut et 17 hors défaut (se traduisant par des ouvertures intempestives de disjoncteurs), le nombre total des anomalies de fonctionnement des systèmes de protection 400 kV est en baisse sur l’année : 36 anomalies en 2014, pour 43 en 2013 et 39 en 2012. Pour l’ensemble des anomalies sur et hors défaut des protections et automates des réseaux THT-HT, on comptabilise cette année : 0,4% d’erreurs humaines (réglages, filerie, interventions) en net repli par rapport aux années précédentes, 26,3% de causes inconnues, 21,4% de causes techniques, en repli par rapport à 2013, et 51,9% de causes diverses (ex : rongeurs, dégâts des eaux).

Un autre point d’attention est la surveillance des temps d'élimination des courts-circuits sur les liaisons dites "225 kV proche" puisque les défauts sur ces liaisons sont susceptibles de mettre en cause la stabilité de groupes importants pour le système, en 400 kV ou 225 kV. L'objectif du plan correspondant est d'éliminer ces défauts en 200 ms voire en 85 ms dans les zones "haute densité de production". Pour ce qui concerne le "225 kV proche", 91% des défauts ont été

éliminés en moins de 200 ms et 77% en moins de 80 ms. Pour les défauts affectant le réseau "haute

347

459 6 2 1 1 6

0

100

200

300

400

Temps d'élimination 400 kV

0

10

20

30

40

50

60

70

225 kV proche

HDP

Temps d'élimination


Bilan sûreté 2014

Page : 31/66


densité de production" 72% d’entre eux ont été éliminés en moins de 80 ms. Ces résultats encore en-deçà des objectifs, confirment la nécessité de maintenir les efforts de déploiement du plan de protection spécifique à ces réseaux, comme l'avait souligné un audit sûreté réalisé en 2011. Le taux d’anomalies du palier numérique 400 kV reste proche de celui de 2013. Le passage en IST des ouvrages a entraîné, suite au réglage des protections principales, une augmentation des déclenchements par protection complémentaire sur la région de Toulouse et de Nantes. En ce qui concerne les protections différentielles de barres en 400 kV et 225 kV qui jouent un rôle majeur pour l'élimination rapide et sélective des défauts barres, rares mais à risque élevé pour la sûreté, elles ont été à l’origine de 8 ESS 0. La politique de renouvellement en 400 kV de Rte est en adéquation avec le taux d'anomalies selon les différents paliers techniques de protection ; ainsi le comportement du plan 86 ne remet pas en cause l'échéance de son renouvellement au-delà de 2020 tandis que les plans 75/83 les plus anciens maintiennent des performances en cohérence avec le rythme de renouvellement des tranches (prévu de s'achever en 2019). Pour ce qui concerne plus spécifiquement les différentielles de barres, les deux types de matériels qui présentent les moins bons résultats feront l'objet de remplacement dans les échéances les plus proches, puisqu’ils présentent un risque en terme de sûreté. Les protections à rupture de synchronisme analogiques (DRS) n’ont été la source d’aucun déclenchement intempestif en 2014. En revanche, la version numérique de ces protections (DRSN) a connu un déclenchement qui s’est produit sur une liaison transfrontalière 225 kV vers la Belgique suite à défaut situé au secondaire d’un transformateur 225/63 kV d’ELIA. Cinq alarmes intempestives « défaut équipement » ont également eu lieu. Le correctif en cours dont le déploiement sera achevé fin 2016, permettra de traiter ce type d’anomalie. Les DRS font partie du Plan de Défense et jouent un rôle essentiel pour isoler, en cas de grand incident les zones du réseau qui ont perdu le synchronisme des zones encore saines et éviter ainsi sa propagation. Sollicitées très rarement, elles doivent néanmoins répondre de façon fiable en cas de besoin. Pour ce qui concerne l’automate ADO, il a fait l’objet de la revue annuelle des automates spécifiques de la plaque Ouest. 4.2.2 Indisponibilité des ouvrages de transport L’interconnexion de 2000 MW France-Angleterre a bénéficié d’une bonne disponibilité en 2014, utilisée à l’export plus de 99% du temps et saturée à 90% du temps. Grâce aux travaux entrepris, on ne dénombre en 2014 une diminution du nombre de déclenchements du bipôle (7). Les nombres d’indisponibilités fortuites toutes causes confondues (déclenchement définitif, retrait d’urgence ou immédiat) ayant affecté les ouvrages 400 et 225 kV sur les quatre dernières années sont rappelés sur le graphique ci-dessous.

On constate en 2014 une augmentation des indisponibilités par rapport à 2013, avec des chiffres qui se rapprochent de ceux de 2012. Parmi les avaries les plus significatives ayant entraîné des durées longues de retrait d’exploitation d’ouvrage, on peut retenir cette année que: la destruction par incendie de l’AT d’Echalas (CE Lyon) a entraîné une indisponibilité de 187 jours ; le sectionnement par un avion de chasse de l’armée de l’air des conducteurs de deux lignes 225 kV dans le secteur de Serre-Ponçon a nécessité 18 jours de travaux ; suite à l’incendie d’octobre 2013, le remplacement de l’AT de Tabarderie (CE

Nantes) s’est achevé le 18 septembre 2014, soit 261 jours d’indisponibilité en 2014; l’avarie de l’AT des Jumeaux (CE Nantes) suite à plusieurs dysfonctionnements internes successifs, a conduit à une immobilisation de 55 jours ; le dysfonctionnement du régleur en charge d’un transformateur dans le poste 225 kV de Niort (CE Nantes) s’est soldé par un retrait d’exploitation de 145 jours ; le CSPR de Plaine haute (CE Nantes) a été immobilisé 32 jours suite à l’incident du 14 décembre 2014 ; l’avarie de l’AT de Marquis (CE Toulouse) a conduit à 337 jours d’indisponibilité ; la rupture d’un conducteur de la


Bilan sûreté 2014

Page : 32/66


laison 400 kV Cirolliers-Villejust (CE Saint-Quentin) a nécessité 141 jours de réparation ; la dégradation d’un combiné de mesure côté 225 kV a immobilisé un AT du poste de CERGY (CE Saint-Quentin) pendant 29 jours ; un incendie de galerie a conduit au retrait d’exploitation durant 128 jours de la laison 225 kV Nation-Austerlitz (CE Saint-Quentin) ; une avarie sur le transformateur du poste de Porcheville (CE Saint-Quentin) a nécessité 104 jours pour sa réhabilitation ; un dysfonctionnement du régleur en charge d’un transformateur dans le poste de Mastaing (CE Lille) a conduit à 73 jours d’indisponibilité ; le transformateur de Richemont (CE Nancy) a été en réparation pendant 54 jours suite à avarie sur le régleur en charge ; le transformateur de Macon (CE Nancy) a quant à lui, connu 62 jours de retrait d’exploitation suite à une anomalie interne. En revanche, on notera que la disponibilité globale de l’ensemble des ouvrages de Rte en 2014 s’est traduite par un temps de coupure équivalent (TCE) de 2 minutes 46 secondes, hors événements exceptionnels. Ce résultat confirme l’efficacité des actions mises en place par Rte pour améliorer la qualité de fourniture d’électricité à ses clients. 4.2.3 Vols de terre En 2014, on a enregistré de façon diversifiée selon les régions des vols de câbles de mise à la terre (MALT) entraînant des retraits d’urgence (RU) des postes pour remise en conformité. Dans la région Sud-Est, 8 sites ont subi des vols de terre nécessitant 7 jours pour la remise en conformité (22 sites et 38 jours en 2013). Dans le Sud-Ouest on dénombre 4 sites « visités » pour un RU cumulé de 2,5 jours, dans le Nord-Est 6 intrusions dans des postes avec vols de terre et 69 dégradations sur le patrimoine de la région sans impact clientèle. Les actions progressivement mises en place (demande de vigilance accrue des exploitants et des intervenants, rondes des forces de l’ordre, travaux de sécurisation des MALT dans les postes) devraient permettre à terme de limiter ce type de préjudice. En termes de sûreté système, dans l'attente des réparations, les dégradations dans les postes se traduisent par des indisponibilités de départs, des restrictions de manœuvres, voire le dysfonctionnement des protections. A noter que la région Est et la gendarmerie de Lorraine ont signé le 1er avril 2014, une convention de partenariat dans le but d’endiguer les vols de cuivre dans les postes. Cette convention devrait être étendue à toute la zone Est. 4.2.4 Dysfonctionnement des matériels poste Grâce à un été 2014 particulièrement frais, il n’y a pas eu de d’avaries notoires de combinés de mesures. Par ailleurs, en application de la décision de juillet 2013, la mise en œuvre de la politique « RC5 Transformateurs de mesure » a conduit à l’atteinte des objectifs suivants : (i) remplacement total des EJ33 82-102, la famille la plus critique, avant l’été 2014 (2062 appareils), (ii) remplacement de 2759 combinés de mesure fin 2014. Ce chantier a été porté par la capacité des différentes composantes de l’entreprise à déployer une dynamique commune pour atteindre ces objectifs. Plus généralement, le dysfonctionnement du matériel HT des postes contribue largement aux ESS réseau : le dysfonctionnement des protections différentielles de barre, la non-manœuvrabilité avérée ou potentielle d’organes de coupure (principalement sectionneurs d’aiguillage) sont identifiés comme vecteurs majeurs de risque pour la sûreté d’exploitation : impossibilité d’achever la manœuvre en cours, risque de double défaut barre. A l’échelle nationale, on relève 145 ESS 0 relatifs à la non manoeuvrabilité des organes de coupure dont 105 pour les sectionneurs d’aiguillage (107 en 2013), le reste étant attribué aux disjoncteurs avec un traitement des fuites au niveau des vérins prévu en 2015. Les sectionnneurs d’aiguillage représentent 58% des ESS 0 des matériels postes (54% en 2013). Ces chiffres en net progrès par rapport à 2012, témoignent de l’efficacité des actions déjà réalisées et en cours (traitement curatif des anomalies, remplacement des armoires de commande), mais soulignent aussi la nécessité de poursuivre l’effort dans la durée (mise en place de gammes de maintenance spécifiques, fiabilisation des assemblages telle que serrage des plaquettes). Les diagnostics de « non-manoeuvrabilité » sont variables selon les régions : 32 ESS 0 à Nancy (23 en 2013), 23 ESS 0 à Nantes (35 en 2013), des valeurs stables à Lille et Saint-Quentin.


Bilan sûreté 2014

Page : 33/66


4.2.5 Capacités des liaisons : IST et « Ampacité » Le déploiement des nouvelles intensités de surcharge (IST/IT) a débuté en novembre 2010. Ce nouveau système de référence qui prend en compte le réchauffement climatique, s’appuie sur la délimitation de seize zones météorologiques (voir ci-contre). Il permet de de définir des capacités de transit en adéquation avec les conditions météorologiques locales et saisonnières. Le passage aux IST a été découpé en dux lots : le lot 1 comprend les liaisons ne présentant pas de contraintes lors du passage aux IST ; le lot 2 comprend celles pour lesquelles un passage en IST induit des contraintes en exploitation et représente

aujourd’hui 4% des liaisons de transport. L’ensemble des liaisons est passé d’IMAP (Intensité Maximale Admissible en Permanence) en IST au 1er janvier 2015, avec pour certaines liaisons du lot 2, des analyses de risques pouvant conduire à des dérogations qui seront résorbées par des travaux réalisés d’ici 2025. Au lancement de la politique, les IST représentant un gain par rapport aux IMAP ont été appliquées en priorité, les principaux gains sur les transits pour l’exploitation ont donc été enregistrés dès 2011 (surcharges moins fréquentes, placement des consignations plus aisé, gain sur les coûts d’exploitation et de maintenance). Dans ce programme, les liaisons impactées par des baisses de capacités en été seront celles situées dans les régions à climat plus continental. Une solution sera mise en place si cette baisse impacte l’exploitation (surélévation des pylônes, retension des conducteurs, pour éviter tout risque d’amorçage). En complément du programme (IST/IT), le projet Ampacité a pour objectif d'expérimenter une exploitation plus souple, en facilitant l’adaptation des capacités de transit des liaisons en fonction des conditions externes (température, vent perpendiculaire, ensoleillement) pour assouplir les contraintes réseau, dégager des marges supplémentaires et optimiser les parades disponibles. Ces dispositions qui permettent d’optimiser l’utilisation des ouvrages au plus près de leurs limites, contribuent également à améliorer la qualité de fourniture aux clients, en diminuant le nombre de contraintes d’exploitation. Des expérimentations ont été menée et continuent de l’être dans les différentes régions : adaptation dynamique en fonction du transit initial, monitoring en temps réel de la flèche d'une ligne, prise en compte des parades disponibles et de leur durée de mise en œuvre, déconnexion des protections de surcharge et surveillance des transits par le dispatching, adaptation dynamique de l’IST en fonction des prévisions météorologiques à 24 heures. Les résultats des expérimentations menées en 2013 ayant été concluants, tant d’un point de vue mise en œuvre que souplesse apportée à l’exploitation (capacité de transit augmentée, donc moins de surcharges et moins d’exploitations de postes en antenne), celles-ci ont été reconduites pour 2014 et au-delà. Concernant le dispositif de monitoring de ligne, une image affichant la valeur de l’Ampacité est désormais intégrée au SRC pour faciliter la surveillance et l’exploitation des lignes sous expérimentation par les dispatchers. En 2014, 3 nouvelles liaisons (deux en 63 kV, une en 225 kV) ont été équipées de systèmes de monitoring, qui seront mis en service au printemps 2015, après une période de calibration et de tests à blanc. Un module prédictif 24 / 48 h sera testé sur une de ces 3 liaisons au second semestre 2015. Enfin, au second semestre 2014, a été menée avec ELIA une étude d’opportunité de déploiement de systèmes de monitoring de lignes sur toutes les lignes d’interconnexion Rte/ELIA. En effet, dans un contexte de crise EOD liée à la défaillance de plusieurs groupes nucléaires belges, ELIA a décidé et mené avant l’hiver 2014/2015 la pose de systèmes de monitoring sur toutes les lignes d’interconnexion avec la Belgique. L’étude complémentaire menée par Rte a montré que les seuils limites Rte actuels sont compatibles avec les valeurs maximales en courant retenus par ELIA sur les tronçons belges. Dans un seul cas (une liaison 400 kV), un nouveau seuil limite en intensité a été mis en place côté Rte, après une analyse de risques concluante. Un REX du passage de l’hiver sera mené avec ELIA pour définir les dispositions à mettre en place ou à reconduire pour les saisons à venir et l’hiver prochain.



5. Outils, projets et perspectives élargies 5.1 Systèmes de conduite 5.1.1 Systèmes national et régionaux de conduiteAucune indisponibilité fortuite n’a affecté moyenne mensuelle de perte d’observabilité du réseau configuration sur un nouvel ouvrage a fait l’objet d’un ESS A.Pour les systèmes régionaux de conduESS 0, 4 ESS A et 1 ESS B. Plusieurs de ces incidents ont été causés par des proles disques durs. L’ensemble des de 11h18 mn (4h47mn en 2013deux serveurs du SRC à Nantes en décembre lors de la montée de version V6 du SRC compte moitié de cette durée. Le vieillissement du parc matériel est mis en cause pour une bonne partie de l’autre moitié des indisponibilités. d’observabilité est de 1h24 mn an/SRCPour faire face au vieillissement des outils de conduite actuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique autour d’un SCADA du marchéComme l'observabilité du réseau, notamment avec le développement, dans le cadre de la l'utilisation croissante de parades curatives lors de la perte d'ouvrages, à appliquer en quelques minutes depuis le SRC. Le nombre moyavec une amplitude variant suivant lévénement fortuit pour l’ensemble des SRC des 7 régions (13h10mn en 2013), soit une moyenne de 2h17programmées sont à l’origine de 2013). En cours d’année 2014 , la version V6 a été déployée sur le site pilote de Nantesnouvelles fonctions en matière d’inhibition des alarmes et de réplication de données, adaptées au projet SIDRE de reprise à chaud sera déployée dans tous les dispatchinLes indicateurs de qualité de fourniture des téléinformations sont calculés depuis janvierd’un nouvel outil. Les moyennes annuelles de l’indisponibilité des télémesures et des télésignalisations pour les 7 dispatchings régionaux s’établissent respectivement à 1,63% et 1,08%. Le changement d’outil ne permet pas la comparaison avecConcernant le taux de réussite des télécommandes, un nouvel indicateur sera élaboré en 2015 pour une prise en compte améliorée d

Le projet SIDRE (Support Interréplicatiincident, son réseau d’être secouru quasid’une autre zone géographique et de bénéficier de l’ensemoutils du régime nominal. Ceci représente une matière de sûreté par rapport au Dispatching Régional de Repli l’assistance dispatching limitéeszones Saint

déménagements des matériels des disptachings de repli actuels vers le dispatching support ont débuté en 2014 et se poursuivront au premier semestre 2015. Sur la même période, des formations permettront aux chargés de conduite de se familiariser avec les réseaux à secourir. La reprise à chaud devrait être opérationnelle à l’été 2015, avec l’arrivée de la V6 du 5.1.2 Système d’Alerte et SauvegardeLe Système d’Alerte et Sauvegarde (SAS) est un outil indispensable pour la maîtrise des situations à risques (ordres d'alerte) ou dégradées (ordres de sauvegarde), dont la ddoivent être excellentes. Le taux d'indisponibilité glo

Bilan sûreté 2014


perspectives élargies

Systèmes de conduite

onal et régionaux de conduite Aucune indisponibilité fortuite n’a affecté en 2014 le Système National de Conduite (SNC). La

nsuelle de perte d’observabilité du réseau avait été de 21 mn en 2013.configuration sur un nouvel ouvrage a fait l’objet d’un ESS A.

de conduite (SRC) des 7 Centres d’Exploitation, on ESS 0, 4 ESS A et 1 ESS B. Plusieurs de ces incidents ont été causés par des pro

L’ensemble des événements fortuits a provoqué une perte d’observabilité cumulée en 2013), soit 1h36mn/SRC/an (41 mn en 2013). La perte simultanée des

deux serveurs du SRC à Nantes en décembre lors de la montée de version V6 du SRC compte moitié de cette durée. Le vieillissement du parc matériel est mis en cause pour une bonne partie de l’autre moitié des indisponibilités. Pour ce qui concerne les actions programmées, la perte

an/SRC (1h17mn en 2013). Pour faire face au vieillissement des outils de conduite actuels et offrir aux opérateurs un outil de conduite unique autour d’un SCADA du marché, Rte a lancé le projet STANWAY.

ité du réseau, la disponibilité de la fonction télécommande (TC) notamment avec le développement, dans le cadre de la nouvelle directive maîtrise des risques,

de parades curatives lors de la perte d'ouvrages, à appliquer en quelques e nombre moyen mensuel des télécommandes émises est de

avec une amplitude variant suivant les Centres. En 2014, la perte de manœuvrabilitépour l’ensemble des SRC des 7 régions représente un cumul de

une moyenne de 2h17mn /an/SRC (1h53mn en 2013origine de 3h05mn/an/SRC d’indisponibilité de manœuvrabilité

a version V6 a été déployée sur le site pilote de Nantesen matière d’inhibition des alarmes et de réplication de données, adaptées au

haud de la conduite en secours, par un dispatching distant.sera déployée dans tous les dispatchings au premier semestre 2015.

ourniture des téléinformations sont calculés depuis janvierLes moyennes annuelles de l’indisponibilité des télémesures et des télésignalisations

pour les 7 dispatchings régionaux s’établissent respectivement à 1,63% et 1,08%. Le changement d’outil ne permet pas la comparaison avec les années précédentes. Concernant le taux de réussite des télécommandes, un nouvel indicateur sera élaboré en 2015 pour une prise en compte améliorée des régimes saisonniers.

e projet SIDRE (Support Inter-Dispatchings REgionaux)réplication des bases de données, la continuité de la conduite suite à incident, en permettant à un dispatching dans l’incapacité de conduison réseau d’être secouru quasi-instantanément par le dispatching d’une autre zone géographique et de bénéficier de l’ensemoutils du régime nominal. Ceci représente une avancée considérable matière de sûreté par rapport au Dispatching Régional de Repli l’assistance dispatching qui offrent aujourd’hui des fonctions limitées et des barrières fragiles contre les modes communszones de reprise ont été identifiées (voir figure ciSaint-Quentin, Lille-Nancy et Lyon-Marseille

déménagements des matériels des disptachings de repli actuels vers le dispatching support ont 014 et se poursuivront au premier semestre 2015. Sur la même période, des formations

permettront aux chargés de conduite de se familiariser avec les réseaux à secourir. La reprise à chaud devrait être opérationnelle à l’été 2015, avec l’arrivée de la V6 du SRC.

Système d’Alerte et Sauvegarde Le Système d’Alerte et Sauvegarde (SAS) est un outil indispensable pour la maîtrise des situations à risques (ordres d'alerte) ou dégradées (ordres de sauvegarde), dont la disponibilité et la fiabilité

Le taux d'indisponibilité globale de l'outil s'établit à 0.36

Page : 34/66


tème National de Conduite (SNC). La en 2013. Une erreur de

on recense en 2014, 2 ESS 0, 4 ESS A et 1 ESS B. Plusieurs de ces incidents ont été causés par des problèmes matériels sur

provoqué une perte d’observabilité cumulée La perte simultanée des

deux serveurs du SRC à Nantes en décembre lors de la montée de version V6 du SRC compte pour moitié de cette durée. Le vieillissement du parc matériel est mis en cause pour une bonne partie de

ur ce qui concerne les actions programmées, la perte

Pour faire face au vieillissement des outils de conduite actuels et offrir aux opérateurs un outil de

a disponibilité de la fonction télécommande (TC) est essentielle, nouvelle directive maîtrise des risques, de

de parades curatives lors de la perte d'ouvrages, à appliquer en quelques télécommandes émises est de l’ordre de 9000,

manœuvrabilité totale suite à un cumul de 15h56mn en 2013). Les actions

manœuvrabilité (2h11mn en

a version V6 a été déployée sur le site pilote de Nantes ; elle offre de en matière d’inhibition des alarmes et de réplication de données, adaptées au

par un dispatching distant. Cette version

ourniture des téléinformations sont calculés depuis janvier 2014 à l’aide Les moyennes annuelles de l’indisponibilité des télémesures et des télésignalisations

pour les 7 dispatchings régionaux s’établissent respectivement à 1,63% et 1,08%. Le changement

Concernant le taux de réussite des télécommandes, un nouvel indicateur sera élaboré en 2015 pour

Dispatchings REgionaux) assurera par la continuité de la conduite suite à

l’incapacité de conduire instantanément par le dispatching

d’une autre zone géographique et de bénéficier de l’ensemble des avancée considérable en

matière de sûreté par rapport au Dispatching Régional de Repli et aujourd’hui des fonctions plus

s modes communs. Trois (voir figure ci-contre): Nantes-

Marseille-Toulouse. Les déménagements des matériels des disptachings de repli actuels vers le dispatching support ont

014 et se poursuivront au premier semestre 2015. Sur la même période, des formations permettront aux chargés de conduite de se familiariser avec les réseaux à secourir. La reprise à chaud

Le Système d’Alerte et Sauvegarde (SAS) est un outil indispensable pour la maîtrise des situations à isponibilité et la fiabilité 0.36% (0.25% en 2013).


Bilan sûreté 2014

Page : 35/66


19 ESS 0 et 1 ESS A ont été répertoriés pour le SAS en 2014 (20 ESS 0 et 2 ESS A en 2013). L’ESS A correspond à une perte longue (3 jours) des alarmes sonores pour les messages remontant du SAS vers le dispatching national. Pour une très grande majorité des ESS 0, il s'agit de pertes de SAS "distants" concernant essentiellement les sites de production, et quelques centres de conduite en distribution ("ACR" pour eRDF), avec des indisponibilités longues dues aux conditions d’intervention des équipes de maintenance de Rte en centrale. Les Règles Générales d’Exploitation du SAS prévoient la réalisation d'une part d’essais périodiques (généralement mensuels) pour tester le bon acheminement des ordres aux destinataires, et d'autre part des essais moins fréquents concernant les trois ordres de sauvegarde vers les ACR (blocage régleurs, -5% Un, et télé délestage), malgré les risques d'impact sur la clientèle. Ces essais permettent de vérifier le bon fonctionnement de tous les maillons du SAS et de maintenir les compétences indispensables à la sûreté d’exploitation en situation d’alerte. En région, ils permettent également de détecter et combler les éventuelles lacunes de compréhension ou de pratique, tant au niveau des ACR que des centrales de production. Ces constats confirment la nécessité de programmer ces essais à une fréquence suffisamment rapprochée pour maintenir la compétence de l’ensemble des acteurs du SAS, à Rte, chez les producteurs et chez les distributeurs. Cette exigence est accentuée lorsque des modifications surviennent dans l’environnement habituel (migration de la fonction SAS des ACR, re-zonages, changement de bases de données, …). Enfin, le SAS opérationnel depuis plus de vingt ans, est en cours de remplacement par le système SACIS (dispositif de Sauvegarde Alerte Conduite Information de Sûreté). L’année 2014 a été consacrée à la recette sur plate-forme des livrables, l’installation des matériels dans les sites centraux (CNES et CE de Saint-Quentin), la préparation de l’infrastructure TCM et sécurité pour accueillir le nouveau système, l’engagement de l’étude d’un outil de simulation pour la formation des opérateurs. A partir de mars 2015, le déploiement de l’architecture technique SACIS a été engagé. Cette phase permet de valider l’infrastructure TCM et sécurité qui sera utilisée par le système SACIS au moment de son déploiement fonctionnel. Le planning des futures phases du projet, et notamment celle du déploiement fonctionnel sera élaboré mi 2015, au vu du REX du déploiement technique. 5.1.3 Outil EAS (ENTSO-E Awareness System)

Déployé en 2013, cet outil d’alerte unifié est désormais opérationnel pour l’ensemble des GRTs d’Europe Continentale, des Etats Baltes, de Scandinavie et des îles britanniques. Installé en salle de conduite au CNES, il permet de connaître en temps réel l’écart de réglage de chaque pays ; les opérateurs ont pris l’habitude de consulter EAS lors des écarts de fréquence significatifs, afin d’identifier les sources de ces écarts et de construire leur stratégie d’exploitation en conséquence. L’intégration de cet outil dans les salles de conduite de tous les GRTs concourt donc à la sûreté d’exploitation au niveau européen. EAS permet également à chaque GRT de déclarer l’état de son système (Normal, Alert, Emergency, Black-out, Restoration)

selon la classification retenue dans les codes européens en cours de préparation. Jusqu’à maintenant, Rte a affiché uniquement « Normal State ». Afin de renforcer la pertinence des échanges temps réel entre GRTs, un travail d’harmonisation de l’envoi des « messages libres » a été engagé en 2014 par ENTSO-E. 5.2 Outils d’études réseau La plateforme d'études Convergence est l'outil de référence pour effectuer les études électrotechniques de la préparation à la conduite en J-1 et en infra-journalier, ainsi que les études en temps réel, tant à Rte qu’à CORESO. C’est aussi la plateforme sur laquelle sont réalisées les études pluri-annuelles de Développement-Ingénierie, et maintenant de calculs de court-circuit pour les études de protégeabilité réalisées par les GEMCC, dans une volonté de cohérence et de continuité d’approche pour les différents horizons de temps, afin d’assurer une harmonisation de la prise en compte de la


Bilan sûreté 2014

Page : 36/66


sûreté au cours des divers cycles d’études. La plateforme unique permet également la mutualisation des développements SI et l’harmonisation des données qui sont partagées par tous les métiers. La disponibilité globale des serveurs Convergence (plateforme centralisée ou serveurs locaux qui permettent la continuité des études temps réel en cas d’indisponibilité de la plateforme centralisée) sur l’année, a été de 99,94% (100 % en 2013), soit une indisponibilité cumulée de 3h30, vu des activités du J-2 au temps réel, lors de deux incidents survenus les :

• 19/8 : lors de la mise en exploitation d’une nouvelle version de Convergence, et suite à des problèmes de gestion d’installation sur les serveurs, l’application a été rendue indisponible sur le serveur central et le serveur local du CNES ainsi que sur deux serveurs locaux régionaux ; le retour tardif de la plate-forme centralisée a eu pour conséquences la non transmission pendant plusieurs heures de fichiers à CORESO, des retards sur les études J-1 et l’impossibilité de faire des études en temps réel ;

• 24/9 : suite à un problème d’accès serveur puis de saturation de l’espace disque d’un serveur, l’application a été perdue sur la plate-forme centralisée, puis sur le serveur local du CNES ; pendant 1h15 environ, les études en cours de réalisation par les chargés de conduite ont été stoppées et les fichiers n’ont pu être envoyés à CORESO.

Pour l’ensemble des processus utilisant Convergence (métiers D&I, Maintenance-GEMCC et Exploitation, ne bénéficiant pas du secours des serveurs locaux), cette disponibilité a été de 99,68%, soit 28 heures de coupures fortuites. Des ralentissements sont encore perçus par les utilisateurs, d’autant plus préjudiciables qu’ils sont proches du temps réel. Des efforts permanents sont déployés pour en rechercher les causes et améliorer les performances globales de l’outil. Conformément à la procédure, le bon fonctionnement des serveurs de secours a été vérifié hebdomadairement. Ces serveurs ont été utilisés lors des incidents de la plateforme principale ou d’interventions programmées. Un plan d’actions ambitieux de consolidation SI et d’amélioration de la performance et de la fiabilité de Convergence a été validé sur 2 ans (2015-2016) entre départements contributeurs et intégré à la Décision d’Engagement du nouveau projet Convergence V4, du fait de la criticité de la plateforme au regard de la sûreté, et des enjeux toujours croissants associés à cette dernière pour l’ensemble des métiers, dans un contexte énergétique en constante évolution. L’année 2014 a vu la migration de l’application Convergence vers le Data Center principal. La nouvelle infrastructure couplée à la parallélisation des applications, apporte une amélioration notable dans les temps de calcul, divisés par 3 à 7 selon les fonctions, ce qui facilite le déroulement et la complétude des études. Cette migration a nécessité une phase de « rodage » au second trimestre, durant laquelle des adaptations à la marge et des paramétrages ont permis de juguler les incidents constatés. La prochaine étape planifiée en 2015 sera le portage de Convergence vers le second Data Center qui constituera le Plan de Reprise d’Activité (PRA) du premier : elle apportera la redondance nécessaire aux exigences de disponibilité de l’application, avec une redondance à chaud des processus majeurs actuels et futurs (processus ECCT, chaînes cycliques nationales de sécurité, …). L’architecture évolutive a permis en outre d’intégrer de nouvelles fonctions en 2014 en lien fort avec la sûreté et la coordination européenne, et de préparer celles en cours d’intégration: évolutions pour le traitement du « Flowbased », chaînes cycliques statique et dynamique temps réel, processus de génération automatique des fichiers d’échanges de données prévisionnelles court-terme avec les autres GRT (DACF – Day Ahead J-1 - , D2CF – Day Ahead J-2- et IDCF – Infra-Day Congestion Forecast files), consolidation de l’optimiseur TOPASE qui permet de déterminer la consigne de puissance active de l’interconnexion HVDC France-Espagne.

5.3 Outil de prévision EnR Le système IPES est utilisé pour les études court-terme du J-1 au temps réel, et en conduite; il fournit les estimations du réalisé de la production éolienne et photovoltaïque ainsi que la prévision de ces productions, à l’échelle locale, régionale ou nationale, sur une période ajustable pouvant aller de J-4 à J+2, à une maille choisie par l’utilisateur : zone, poste de raccordement ou installation spécifique (voir ci-contre). Fin 2014, 79,6% de la puissance éolienne et 21,6% de la puissance photovoltaïque installées en France sont


Bilan sûreté 2014

Page : 37/66


observables, soit directement par la téléconduite de Rte pour les installations raccordées au RPT, soit via les moyens mis en œuvre suite aux accords conclus avec les partenaires, producteurs et GRD. Depuis Octobre 2013, les prévisions photovoltaïques HTA élaborées par IPES sont prises en compte directement dans les ETR régionaux et national, améliorant ainsi l’estimation et donc la prévision de la consommation pour l’EOD. L’outil en exploitation a présenté plusieurs dysfonctionnements en cours d’année, notamment : blocages au niveau des scadas, perte de l’estimation temps réel sur une région, blocage de la fourniture des fichiers IPES vers Convergence, montée de version intégrant la détection des TM erronées non délivrée à temps par le fournisseur. La poursuite des travaux sur la prise en compte du foisonnement des parcs dans les prévisions de production éolienne et le PV diffus à l’échelle régionale, s’est heurtée en 2014 à la disponibilité des données. L’activité sera donc maintenue au cours des prochaines années pour mettre à disposition des exploitants des outils prévisionnels toujours plus performants au vu du volume (14,4 GW fin 2014) et des caractéristiques des parcs EnR. Pour ce faire, un effort spécifique devra porter sur l’échange de données avec les producteurs et les GRD, afin de mieux maîtriser les incertitudes, et permettre ainsi à Rte de prendre des décisions d’exploitation plus ciblées. Par ailleurs, en extension des modélisations pour le court-terme, la R&D a mené en 2014 des études sur la modélisation des productions EnR pour les études long-terme, en utilisant des scénarios météo européens (vent, température, nébulosité, rayonnement). Enfin, fait exceptionnel en lien direct avec la sûreté du système électrique européen, l’impact de l’éclipse du 20 mars 2015 sur la production photovoltaïque européenne et sur l’EOD court terme, a fait l’objet d’études détaillées coordonnées, en vue de préparer la gestion du système électrique lors de cet événement : impact théorique des conditions « ciel clair » sur la production PV européenne, impact de conditions météo contrastées, définition des mesures à prendre par les GRTs pour les différents scénarios. 5.4 Systèmes de télécommunication de sécurité Le réseau optique ROSE, infrastructure dont Rte est propriétaire, totalise 13 000 km de câbles optiques et fournit depuis 2011 les services de télécommunications contribuant à la sûreté du système : téléconduite de "niveau haut", échanges d'informations entre protections contre les défauts électriques, téléphonie de sécurité. Comme chaque année, le réseau ROSE a fait l’objet d’évolutions d’architecture en 2014 pour s’adapter aux projets de D&I : insertion du poste de Oudon entre Domloup et Molière, raccordement du site de Santa Llogaia (liaison France-Espagne), … Le réseau a également connu des incidents nécessitant le remplacement de cartes électroniques et la réparation de fibres coupées par des rongeurs. Durant l’année, 166 demandes d’interventions sur incident ont été déclenchées par le CASTEN (264 en 2013). Comme en 2013, un seul ESS 0 est attribuable à ROSE : des contraintes sur un brin d’une fibre optique ont provoqué la perte d’observabilité depuis le dispatching de Normandie-Paris sur trois zones de groupements de postes, la perte du SAS et du STS sur ces mêmes zones, la perte d’une protection différentielle de ligne. Le remplacement du boîtier d’épissure a résolu le problème. Au-delà de ces incidents, le fonctionnement satisfaisant de ROSE, confirmé par les constats de l’audit dont il a fait l’objet en 2014, confortent les choix effectués par Rte pour l’internalisation de son réseau optique de sécurité. Le Système de Téléphonie de Sécurité (STS) – V2 a été déployé dans tous les Centres d’Exploitation en juillet ; la fiabilité des communications d’exploitation est ainsi renforcée. L’exploitation du STS sur l’année 2014, a fait l’objet de trois ESS 0 (perte de la téléphonie d’exploitation avec un ACR et avec 2 sites de production) et un ESS A (perte de la téléphonie entre DN, DR, et groupements de postes pendant plus de 15 minutes. Pour ce qui concerne le réseau de routeurs de Rte, le Réseau Multi-Services (RMS), aucun ESS n’a été enregistré en 2014 (en 2013 : un ESS 0 pour perte de l’observabilité du CE de Saint-Quentin depuis le CNES, et un ESS B pour perte de l’acquit des niveaux de téléréglage sur 23 sites de production). Ce bon résultat s’appuie sur deux chantiers initiés en 2013 pour fiabiliser ce réseau :


Bilan sûreté 2014

Page : 38/66


• un renforcement de l’architecture, avec la création de liens directs entre dispatchings (pendant du projet SIDRE sur les liens télécom sous-jacents) et d’une épine dorsale entre les dispatchings régionaux et le CNES ;

• un rapprochement de l’exploitation télécom et de l’exploitation du réseau électrique. Ce rapprochement, concrétisé par le rattachement du CASTEN, entité d’exploitation des réseaux RMS, ROSE et STS-V2, au CNES, a profondément modifié les pratiques de planification, de configuration, d’analyse des risques et de priorisation de la maintenance curative sur les réseaux de télécommunication industriels de Rte.

Ainsi, un cursus de formation des exploitants des réseaux ROSE, STS-V2 et RMS de Rte a été défini sur le modèle de celui des dispatcheurs, permettant de valider par un mécanisme d’habilitation managériale, la capacité des salariés à agir en sécurité sur le réseau. Un process d’analyse des risques, en planification comme en temps réel, a été défini, et appliqué avec succès sur la seconde partie de 2014. Enfin, le socle documentaire de Maîtrise des Risques en Exploitation de Rte a été repris, en vue d’intégrer dès 2015 les risques du réseau de télécommunication sur l’Exploitation. Les valeurs de sûreté, d’agilité de la planification et de rigueur de l’insertion des projets en exploitation ont fait la force du réseau de transport électrique français. Le rapprochement de l’exploitation de ce réseau et de celui de télécommunication a renforcé ce dernier, dans un contexte où cyber-sécurité, intelligence du réseau et échanges avec les acteurs deviennent des services incontournables attendus d’un gestionnaire de réseau de transport. 5.5 Méthodes

Les études de sécurité du réseau, principalement en J-1 et infra-journalier s'appuient sur la constitution des situations de réseau prévisionnelles et réalisées, partagées entre l’ensemble des Centres Exploitation. Les bénéfices majeurs des Etudes Coordonnées Court Terme (ECCT) sont :

• la construction collaborative de situations prévisionnelles bénéficiant de la meilleure vision disponible,

• la possibilité de mener des études coordonnées entre plusieurs Centres Exploitation, • le choix de points horaires les plus pertinents en fonction des hypothèses influentes

(production, échanges, consommation, …) en complément des traditionnels points d'étude (pointe du matin ou du soir, creux de nuit qui deviennent moins pertinents, voire insuffisants, au fil des évolutions du système),

• le suivi des actualisations d’hypothèses et l’actualisation des études.

Ce dispositif permet de mieux estimer la sécurité du réseau en J-1 et infra-journalier avec des variations fortes des injections éoliennes, ou pour coordonner les actions de maîtrise des situations de tension haute dont les leviers les plus efficaces ne sont pas forcément situés dans la région concernée. Grâce au processus ECCT, une grande quantité d’informations est à la disposition du Chargé de Conduite et d’Etude (CCE), permettant de prévoir l’état du réseau pour les 36 heures à venir. Pour tirer le meilleur profit de ces informations, un système de supervision s’avère nécessaire : c’est l’un des objectifs du projet SISTER qui, à partir de la collecte des informations disponibles dans les Situations de Réseau Journalières (SRJ), fournit une vision synthétique de l’évolution des hypothèses d’étude et oriente le CCE vers les situations pouvant présenter un risque pour l’exploitation du système. Plus précisément, SISTER a pour objectifs fonctionnels (i) d’alerter les opérateurs sur la nécessité de refaire une étude en cas d’écart important sur des hypothèses ou des résultats, (ii) de rechercher dans le passé des situations de réseau proches pour améliorer la construction et la qualité des SRJ, (iii) d’analyser les incertitudes en fonction des échéances, pour réaliser les bonnes analyses de risques. La mise en production de l’outil qui intègre la fonction d’alerte à l’opérateur (module Compare) a eu lieu en septembre 2014. Le REX qui en sera fait en lien avec la task Force ECCT mise en place au premier semestre 2015 (appropriation de l’outil, correction d’anomalies éventuelles, facilité d’insertion de l’outil dans le métier du centre, émergence de besoins nouveaux, …) permettra de préparer la V2 pour fin 2015.


Bilan sûreté 2014

Page : 39/66


5.6 Sécurité du système informatique

La sécurité du SI de Rte est un élément central de la sûreté d’exploitation du système électrique, notamment pour ce qui concerne le contrôle commande, les activités de téléconduite mais également les échanges d’informations avec les clients, acteurs de marché et partenaires. Anticipant le caractère croissant des sources de menaces informatiques et les futures exigences réglementaires érigées par l’Agence Nationale de la Sécurité des SI (ANSSI), Rte a mené avec succès en 2014, deux grands projets dans le domaine de la sécurité du SI :

• Le projet RIADES (Réinternalisation des Infrastructures d’Accès Distants et Externes Sécurisés) a permis de réinternaliser dans les Datacenters l’ensemble des accès internet de Rte (infrastructures d’accès des clients et partenaires au SI de Rte, services d’accès distant sécurisé) ; cela permet à Rte d’avoir une meilleure maîtrise de sa sécurité SI en exploitant directement les composants les plus critiques, et de mieux maîtriser les changements lors des renouvellements de contrats ; au-delà de l’amélioration de la résilience des infrastructures d’accès externe, la nouvelle structure offre la possibilité d’accueillir de nouvelles offres.

• La mise en exploitation du Centre Opérationnel de Sécurité de Rte (COrS’R), réparti entre Paris et Lille, qui couvre la surveillance et les gestes d’administration sur les équipements de sécurité, à la fois sur le SI Industriel et sur le SI Corporate. Cette organisation permet de tirer le meilleur des pratiques de la sécurité utilisées pour chaque SI tout en conservant les spécificités de chaque périmètre, mais aussi de fédérer les compétences nécessaires à la bonne exploitation de ce centre.

Rte a par ailleurs prolongé en 2014 sa démarche d’auto-évaluation par rapport à des standards ou référentiels, avec une attention particulière sur les référentiels de l’ANSSI. Des campagnes de sensibilisation des utilisateurs à la cybersécurité ont également été menées, ainsi que des actions visant à gérer les situations de crise au niveau de la sécurité du SI. Pour ce qui est des principaux axes de travail 2015 en lien étroit avec la sûreté du système, on notera la déclinaison des exigences de la Loi de Programmation Militaire (LPM) sur les systèmes les plus sensibles, la protection des données sensibles, la sécurisation des échanges de données avec nos clients et partenaires, l’accompagnement en matière de sécurité SI de projets innovants à fort enjeu pour l’Exploitation (STANWAY en remplacement des SCADA existants, Poste Electrique Intelligent, APOGEE, …). 5.7 Interface RPT / RPD

La démarche collaborative Rte - ERDF initiée en janvier 2013 sur les évolutions de la conduite à l’interface des deux réseaux, notamment en matière de gestion du réactif, a conduit en 2014 à plusieurs expérimentations conduites conjointement par les Centres d’Exploitation et les ACR sur les thèmes suivants :

• Connaissance de l’état des condensateurs (Nancy / ACR Bourgogne, Lille /ACR Nord-Pas de Calais, Toulouse / ACR Midi-Pyrénées Sud),

• Test du régime automatique des condensateurs (Nancy / ACR Bourgogne, Lille / ACR Nord-Pas de Calais, Toulouse / ACR Auvergne Centre Limousin),

• Echanges en gestion prévisionnelle (Nantes / ACR Pays de Loire, dans le cadre Smartgrid Vendée),

• Optimisation du tangφ des producteurs HTA (Nancy / ACR Bourgogne et Champagne Ardennes, Toulouse / ACR Pyrénées-Landes, Nantes / ACR pays de Loire),

• Evolution des consommations réactives sur le moyen terme (Marseille / ACR Côte d’Azur), • Bouclages HTA et écarts angulaires (Toulouse / ACR Midi-Pyrénées Sud), • Ecarts d’analyses dus aux différences de TM (Lille / ACR Nord-Pas de Calais).

Les résultats fructueux de ces expérimentations menées durant l’année 2014 ont renforcé la volonté de poursuivre les travaux engagés, et abouti à la construction d’un plan d’actions pour 2015 et au-delà, validé conjointement entre Rte et ERDF en septembre 2014, et présenté aux CE-Rte, ACR-ERDF et ELD en novembre 2014. Ce plan se compose de 3 lots :


Bilan sûreté 2014

Page : 40/66


• La mise en œuvre d’actions court-terme d’ici septembre 2015 : extension des échanges de données pour le réglage de la tension à l’ensemble des ACR pour assurer des partages de diagnostics et prises de décision ciblées, généralisation de la mise en régime automatique des relais varmétriques des condensateurs HTA, du fait du gain en termes de contraintes et de ressources, coordination en gestion prévisionnelle pour assurer une préparation partagée avec l’anticipation appropriée, mise en œuvre d’un nouvel outil de calcul de courant de liaison HTA, actions ponctuelles sur des leviers supplémentaires identifiés en commun (déploiement de télécommandes HTA sur les postes à enjeu), études communes à horizon moyen terme (notamment vis-à-vis des contraintes montantes partagées de tensions hautes), sécurisation et industrialisation des échanges de données ;

• La poursuite des échanges opérationnels dans le cadre de projets innovants selon un calendrier dicté par ces projets (investiguer l’intérêt de la coordination des processus de gestion prévisionnelle Rte-ERDF dans le cadre du projet SmartGrid Vendée, expérimentation des Fonctions Avancées de Régulation sur le poste de Vendeuvre sur Barse, travaux de R&D pour identifier les causes des évolutions de baisse de la consommation en réactif en zone PACA, mise en œuvre de nouvelles régulations des condensateurs HTA, … ) ; approfondir l’expérimentation de Vendeuvre sur Barse afin de gérer les flux de réactif au niveau du poste source, par un pilotage coordonné des gradins de condensateurs du poste et du réactif du producteur pour à terme, répondre au mieux aux besoins de Rte à l’interface ;

• Les simulations, expérimentations et concertation avec les GRD, en vu de proposer à la CRE à horizon fin 2015, de nouveaux mécanismes incitatifs pour la maîtrise des échanges de réactif à l’interface : la tarification actuelle ciblée uniquement sur les tensions basses (tangφ max mensuelle) peut induire des actions contraires aux besoins du RPT lors des épisodes de tensions hautes qui ont tendance à devenir récurrents et prépondérants ; de nouveaux mécanismes incitatifs doivent donc être proposés en commun entre les GRD et Rte dans la perspective du TURPE 5 ; ils seront ciblés sur les contraintes de tensions basses et hautes identifiées en HTB, et maintenant de façon récurrente en HTA, en tenant compte des leviers disponibles pour les GRD, des contraintes d’exploitation associées et du coût total pour la collectivité de la solution adoptée.

5.8 Dispositifs de modération et d’effacement de la consommation Dans le domaine des actions de Rte visant à réduire les situations très tendues d'exploitation par la maîtrise de la demande, en particulier au moment des pointes de la courbe de charge, il est à noter la poursuite du dispositif Ecowatt sur les régions les plus fragiles électriquement, à savoir la Bretagne et la région PACA, fortement importatrices. Le dispositif qui est entré dans sa septième saison pour la Bretagne et cinquième pour la région PACA, continue à voir croître le nombre d’inscrits : ainsi, pour l’hiver 2014-2015, on dénombre 52 400 inscrits en Bretagne, et 26 000 en région PACA. La démarche Ecowatt repose sur la capacité de Rte à détecter les situations sensibles pour l’alimentation de la Bretagne et de la région PACA, et notamment la prévision de consommation. Celle-ci se fait en collaboration avec Météo-France. Ecowatt n’a pas été activé durant les deux derniers hivers particulièrement cléments. Pour mémoire, il avait été utilisé pendant la vague de froid de février 2012, avec 7 alertes orange et un impact de 3% sur la pointe de consommation. Dans la même optique, compte tenu de la criticité de la maîtrise de la tension en Bretagne lors de fortes charges hivernales et dans l’attente du « filet de sécurité », Rte a renouvelé pour l’hiver 2014 -2015 son expérimentation en Bretagne, destinée à mobiliser sur le MA des offres locales d’effacement et de production pour passer les pointes de consommation. Suite à un nouvel appel d’offre, quatre acteurs du marché de l’électricité ont été retenus pour une puissance de 62 MW (70 MW sur l’hiver précédent), plus flexible que les années précédentes, avec une puissance disponible mobilisable dans un délai de 30 minutes, en hausse. Cette démarche innovante est destinée à favoriser la participation de petites capacités de 1 MW ou plus situées en Bretagne, entre le 1er novembre 2014 et le 31 mars 2015. Une activation a été réalisée le 29 décembre sur 11 MW avec un DMO de 14 heures, pour cause de contraintes de transit. Ces expérimentations permettent d’élargir le MA à de petites capacités, de tester la transmission automatique des ordres, ainsi qu’une nouvelle méthode de contrôle du réalisé. Elles alimentent également les réflexions sur les effacements de consommation menées à l’échelle nationale, dans le contexte des travaux en cours sur la transition énergétique.


Bilan sûreté 2014

Page : 41/66


Depuis le 1er novembre, Rte gère le signal Tempo et le relaie sur éCO2mix. Les offres de fourniture d’électricité de type Tempo comportent différents niveaux de prix, variables en fonction de l’heure et des jours de l’année. Par ailleurs, depuis le 1er janvier 2014, le nouveau dispositif « NEBEF » (Notification d’Echange de Blocs d’Effacements) permet aux acteurs de valoriser des effacements directement sur le marché. Au total sur l’année, les effacements retenus via ce mécanisme représentent 347 MWh réalisés par 5 acteurs. Les heures où ces effacements sont réalisés correspondent en général aux situations où le prix spot est le plus élevé et aux situations les plus tendues de l’équilibre offre-demande. Il convient également de souligner que tous les mécanismes de marché en France sont désormais ouverts aux effacements : le mécanisme d’ajustement, les SSY fréquence, NEBEF et le marché de l’énergie. Le mécanisme de capacité à venir sera lui aussi ouvert aux effacements. Les effacements étant désormais amenés à devenir des sources de puissance pour la gestion de l’EOD et de la fréquence au même titre que la production, Rte a mis en place et enrichit, comme pour la production, des méthodes de contrôle des performances et du réalisé, pour s’assurer de la bonne intégration de ce levier dans l’exploitation du système en sûreté. 6. Structure du système et règles de conception

6.1 Principales évolutions du réseau en 2014 En 2014, le montant total des investissements de Rte au périmètre régulé par la CRE s’est élevé à 1 374 M€, dont 1 243 M€ pour les ouvrages de réseau. Les principaux investissements sur le réseau ont porté sur l’accueil des énergies renouvelables, la finalisation de la nouvelle interconnexion HVDC entre la France et l’Espagne, la sécurisation de l’alimentation de plusieurs régions comme Provence-Alpes-Côte d’Azur et Vendée. Près de 35% des investissements sur les ouvrages de réseau ont concerné le renouvellement permettant le maintien de la qualité de service et de la sûreté. Avec 105 300 km de circuits en exploitation, on observe en 2014 une augmentation de la longueur des circuits souterrains. La longueur du réseau en exploitation augmente de 350 km en 2014, les nouvelles liaisons souterraines représentent 345 km (100 km en 2013). En dehors de la liaison Cotentin-Maine, de nombreuses liaisons neuves sont construites en technologie souterraine, à condition que cette technologie soit possible. Les modifications de structure les plus notables pour la sûreté sur le réseau THT concernent :

• les mises en service des postes électriques 400 kV de Oudon, point d’aboutissement du

projet Cotentin-Maine, et des Galoreaux en Pays de Loire, qui ont pour vocation de renforcer l’alimentation électrique du Grand Ouest et du sud des Pays de la Loire,

• les mises en service des postes 225 kV de Saint-Cyr-en-Val et de Tivernon dans le Centre, Darcey en Bourgogne et Saintois en Lorraine qui contribuent chacun à sécuriser le réseau de ces régions,

• la fin des travaux de remplacement des conducteurs sur la file « Est » de l’axe 400 kV Chaffard-Coulanges de la Vallée du Rhône (poursuite sur la file « Ouest » en 2015),

• le remplacement des conducteurs en 225 kV sur la liaison Barbuie-Les Fossés en Champagne-Ardennes, Margeride-Rueyres en Auvergne et La Mole-Sainte Feure en Limousin,

• les essais du « filet sécurité PACA » et de la liaison HVDC France-Espagne.

6.2 Bilan prévisionnel 2014 Conformément aux missions qui lui sont confiées par la loi, Rte réalise et publie sur son site institutionnel le bilan prévisionnel de l’équilibre offre-demande d’électricité en France. Ce bilan représente le premier maillon de la chaîne sûreté puisqu’il est le point de départ de la construction d’un ensemble de scénarios potentiels de l’équilibre offre-demande qui seront ensuite éclatés en « hypothèses réseau » pour alimenter toutes les études nationales et régionales de développement


Bilan sûreté 2014

Page : 42/66


de réseau à l’horizon 2030 et en deçà. S’assurer de la robustesse des scénarios et hypothèses s’avère être un exercice délicat dans un futur caractérisé par des incertitudes croissantes, voire des ruptures. Cette robustesse est néanmoins essentielle pour prendre les décisions conduisant à développer un réseau sur des bases économiques et répondant aux besoins de l’exploitation en sûreté de demain. Pour ce faire, Rte a mis au point et expérimenté en 2014, une méthode d’études zonales permettant d’appréhender l’évolution de l’équilibre offre-demande en découpant le système français en zones de cohérence énergétique interdépendantes, adossées aux projets régionaux de développement énergétique et au RPT, ce dernier offrant les capacités d’optimisation économique et de secours. Cette méthode permet d’intégrer concrètement dans les études de développement les scénarios de la transition énergétique et d’analyser les flux inter-régionaux qui en résulteront pour différentes hypothèses. Issu d’une large concertation des parties prenantes, le bilan prévisionnel 2014 met en évidence, dans le scénario de référence, un déficit de capacité en cas de vague de froid, de 900 MW pour l’hiver 2015-2016, pouvant atteindre 2 GW pour l’hiver 2016-2017. Cette dégradation de la sécurité d’approvisionnement proviendrait de l’arrêt des centrales au fioul et charbon, et de l’arrêt prévu en 2016 de deux tranches nucléaires. Ce déficit confirme la tendance observée par Rte ces dernières années et rend compte de l’effet annoncé des directives environnementales européennes sur les centrales au fioul et au charbon, soit près de 6 GW de fermeture au cours des années 2014 et 2015. Il convient également de souligner que les interconnexions vont jouer un rôle majeur pour couvrir le risque de défaillance de la France au cours des prochains hivers, à hauteur de 8 à 10 GW pour les périodes tendues. Tous les scénarios de consommation étudiés pour l’établissement du bilan tiennent compte des effets conjoncturels et des mesures d’efficacité énergétique qui limitent la croissance de la consommation. Ces dernières pourraient même, si elles sont appliquées selon un mode renforcé, contribuer à réduire les déficits de capacité du scénario de référence 2017-2018. A compter de l’hiver 2018-2019 l’équilibre devrait s’améliorer sous l’effet du démarrage prévu de deux nouveaux cycles combinés au gaz, de la mise en service de l’EPR de Flamanville, du développement des interconnexions et du raccordement de nouveaux parcs éoliens terrestres et maritimes. Comme chaque année, ces grandes tendances seront remises à jour à l’été 2015. Trois leviers semblent aujourd’hui mobilisables pour retrouver des marges d’ici à l’hiver 2015-2016 :

• la mise aux normes de centrales au fioul, représentant une capacité totale de 3,8 GW • le retour en exploitation de CCG sous cocon à hauteur de 1,3 GW, si les conditions

économiques leur redeviennent favorables • le développement de nouvelles capacités d’effacements favorisé par les dispositions

réglementaires du décret du 3 juillet 2014 instaurant une prime versée aux opérateurs. Le mécanisme de capacité défini par le décret du 14 décembre 2012, a été conçu pour maîtriser le risque de défaillance lors des pics de consommation, et compléter ainsi les outils du marché de l’électricité. Il permet de révéler la valeur de la capacité ou de la puissance, pour être en mesure de répondre à des situations de vague de froid intense, en cohérence avec le critère de sûreté d’approvisionnement retenu par les pouvoirs publics. Il vise à modifier les comportements de consommation à la pointe et à susciter le maintien ou la création de capacités de production ou d’effacement. Ce mécanisme crée une obligation pour les fournisseurs d’électricité qui doivent contribuer à la sécurité d’alimentation en fonction de la consommation en puissance et en énergie de leurs clients. Il devrait permettre de sécuriser l’équilibre offre-demande à la maille France continentale, lors de situations de forte pointe de consommation à partir de l’hiver 2016-2017. Les scénarios à 2030 sont construits en tenant compte (i) de la révision à la baisse des perspectives d’évolution de la consommation du fait de l’atonicité économique et de l’efficacité énergétique des bâtiments, (ii) du projet de loi sur la transition énergétique qui limite la capacité nucléaire à 63,2 GW, avec une production annuelle totale pour moitié d’origine nucléaire et des productions renouvelables annuelles couvrant 40% de la consommation.


Bilan sûreté 2014

Page : 43/66


6.3 Schéma décennal, investissements annuels En 2014, Rte a publié la quatrième édition du schéma décennal de développement du réseau, élaboré annuellement. Il répertorie les projets de développement de réseau que Rte propose de réaliser et de mettre en service dans les trois ans ; il présente également les principales infrastructures de transport d’électricité à envisager dans les dix ans à venir. Au-delà, il esquisse les besoins possibles d’adaptation du réseau pour répondre à différents scénarios de transition énergétique. Ce schéma s’appuie sur les analyses à moyen et long terme d’évolution de la consommation et du mix énergétique en France et en Europe, issues du bilan prévisionnel. Il embarque les objectifs des schémas régionaux climat air énergie approuvés et les schémas régionaux de raccordement des EnR qui en découlent. Il constitue le complément au niveau national, du TYNDP et des plans régionaux européens publiés par ENTSO-E. L’édition 2014 actualise et enrichit le document publié en 2013, en :

• s’appuyant sur les dernières mises à jour du TYNDP, le plan décennal européen publié par ENTSO-E,

• intégrant les suggestions du public recueillies lors de la concertation ouverte pour l’édition précédente de novembre à décembre 2013, ainsi que celles du Comité des Clients Utilisateurs de Rte (CURTE),

• prenant en compte les recommandations de la CRE lors de sa délibération du 26 juin 2014. L’établissement des schémas décennaux répond à 4 enjeux majeurs : faciliter les flux internationaux et les flux inter-régionaux – cet enjeu est en lien avec l'optimisation de l'utilisation des moyens de production à la maille européenne ou française dans un contexte de flux de plus en plus volatils et amples du nord au sud de l’Europe et de la France –, faire face aux périodes de pointe, accueillir les nouvelles productions, assurer la sûreté du système. Sur les 196 projets du volet à trois ans de l’édition 2013, 44 ont été mis en service comme prévu en 2014. La réalisation des ouvrages des « filets de sécurité » PACA et Bretagne est en phase avec les prévisions ; en revanche, le projet de ligne souterraine à courant continu entre la France et l’Espagne verra sa mise en service décalée à l’été 2015, au terme de la rigoureuse campagne d’essais programmée sur l’ouvrage. D’ici 10 ans, d’importants projets structurants viendront sécuriser l’approvisionnement en électricité et participeront à la solidarité électrique entre les territoires. Ainsi, d’ici 2020 Rte prévoit la mise en service d’ouvrages-clés 225 kV pour sécuriser l’alimentation du sud des Pays de Loire et de la Vendée, des départements de la loire et de la Haute-Loire, de la Haute-Durance ainsi que de nombreuses métropoles régionales, notamment le lond des littoraux méditerranéen et atlantique à démographique dynamique. Afin de permettre au réseau 400 kV d’assurer les échanges d’énergie et la solidarité entre les régions tout en répondant efficacement à ses multiples sollicitations, Rte renforce les capacités là où risquent d’apparaître des goulots d’étranglement et réalise de nombreux investissements dans les postes ou sur les liaisons existantes, dans le but de ménager de nouvelles possibilités de raccordement pour ses clients et de renforcer le contrôle de la tension et des flux sur le réseau, afin de maintenir le niveau de sûreté du système électrique, et ce, quels que soient les scénarios d’évolution du mix énergétique accompagnant les choix de transition énergétique décidés par les pouvoirs publics.

Outre les échanges inter-régionaux, Rte développe également les interconnexions de la France avec ses partenaires européens. Toutes frontières confondues, près de 10 GW d’accroissement des capacités d’interconnexion sont à l’étude ou en projet pour une mise en service dans la décennie : avec l’Espagne par le golfe de Gascogne, avec l’Irlande et la Grande-Bretagne. Des reconstructions d’ouvrages avec la Belgique, l’Allemagne et la Suisse permettront d’augmenter les capacités d’échange avec ces pays, en cohérence avec les développements nationaux (voir carte ci-contre).


Bilan sûreté 2014

Page : 44/66


Rte prévoit d’investir en moyenne 1,5 milliards d’Euros chaque année pour adapter le RPT aux mutations du mix énergétique et répondre aux enjeux de la transition énergétique. Ces investissements se répartissent sur 3 postes :

• le développement du réseau , dont une part répondra aux besoins de raccordement des clients, notamment l’éolien off-shore,

• le renouvellement des équipements arrivant en fin de vie sur l’ensemble du territoire, • les systèmes d’information et de télécommunications, indispensables au contrôle à distance

du réseau et aux échanges avec les acteurs du marché, et dont le déploiement est désormais indissociable de celui des infrastructures haute tension.

En 2015, le programme d’investissement de Rte permettra d’assurer la montée en puissance de travaux structurants (liaison à courant continu entre la France et l’Italie passant par le tunnel de Fréjus, reconstruction de l’axe 400 kV Charleville-Reims) et intègre par ailleurs un effort supplémentaire en matière de renouvellement et développement du système d’information. 6.4 Projets off-shore Le plan de développement des énergies renouvelables en France, issu du Grenelle de l’environnement, prévoit le développement de 6 000 MW d’installations éoliennes en mer et d’énergies marines en France à l’horizon 2020. Le premier lot de production éolienne off-shore totalise 1928 MW et près de 340 éoliennes réparties sur quatre sites. Il est attribué à deux consortiums. Rte est en charge de la réalisation des études et travaux de raccordement de ces parcs au RPT. Il s’agit d’un projet complexe avec entre autres des liaisons sous-marines et souterraines de grande longueur (38 à 61 km), des matériels nouveaux tels que les « transformateurs boosters » (afin de concilier les niveaux de tension des barres de raccordement des câbles et ceux du poste 225 kV en mer), une forte problématique tension nécessitant des moyens de compensation et des filtres harmoniques, des automates particuliers pour l’enclenchement des câbles et la baisse d’urgence sur consignation. Des contraintes survenues en cours d’année côté producteurs n’ont pas permis de faire aboutir l’appel d’offre Rte pour les câbliers, ouvert en février 2014. La mise à disposition de la plateforme en mer ne pourra avoir lieu en 2017 conformément au planning initial. Le 7 mai 2014, le second lot, à savoir deux parcs de 500 MW chacun, situés au large du Tréport et de Noirmoutier-Yeu, a été attribué suite à un deuxième appel d’offre à un nouveau consortium de producteurs. Comme pour le premier lot, Rte est en charge de la réalisation des études et travaux de raccordement des parcs au RPT. Les études en mer et les concertations locales sur les modalités de raccordement se poursuivront en 2015. 7. Contribution à la sûreté des moyens humains et des organisations

7.1 Moyens humains et partage

7.1.1 Facteurs humains (FH) Depuis 2012, Rte met en place une démarche "Amélioration de la Performance par le Geste Professionnel" principalement dans les métiers Exploitation et Maintenance, avec l’objectif plus large d’enregistrer et analyser les incidents FH dans tous les métiers opérationnels, y compris "Développement-Ingénierie" et "Clients-Marchés". Cette démarche consiste à enregistrer les facteurs explicatifs de chaque incident selon une grille déterminée, en utilisant une démarche d'analyse spécifique pour les incidents les plus significatifs, qui vise à mieux identifier les causes FH profondes. L'objectif est d'exploiter la matière collectée de façon plus complète et plus efficace qu'auparavant, pour construire des barrières préventives complémentaires. Pour soutenir cette démarche et son portage managérial, Rte a publié en novembre 2013 un guide d’analyse FH qui aide à comprendre les comportements des salariés dans leurs tâches quotidiennes. Plus largement, le Comité Exécutif a signé en décembre 2013 une chartre de confiance intitulée « la transparence pour le progrès », visant à faciliter l’auto-déclaration par les métiers, en désamorçant la crainte de sanctions. Au cours de l’année 2014, l’esprit de la charte a été porté dans toutes les régions via des journées de sensibilisation organisées par le référent FH national. Ces journées s’articulaient par exemple au Centre Exploitation de Lyon, autour de la thématique « 48 heures dans la vie d’un dispatcher » ; elles


Bilan sûreté 2014

Page : 45/66


ont permis d’aborder l’analyse des mécanismes cognitifs des opérateurs et de partager sur la façon d’identifier et gérer les menaces, les précurseurs d’incidents, les causes sous-jacentes, les signaux faibles, mais aussi les bonnes pratiques. Pour consolider cette démarche, un kit de communication a été élaboré pour accompagner la méthode INESS (Investigation des Evénements de Sécurité Sûreté), ainsi qu’un outil de e-learning spécifique FH, développé par le Département Professionnalisation des Salariés. Les bilans régionaux 2014 reflètent les effets de ce portage par la dynamique qui s’est instaurée autour de la thématique FH: de nombreuses actions de sensibilisation ou de formation aux analyses en régions visant un large public, une hausse observée dans toutes les régions des déclarations APGP, la prédominance des déclarations par l’exploitation et notamment la conduite, l’adhésion progressive à la démarche, des métiers Maintenance, D&I et Clients-Marchés. Des bilans APGP détaillés ont été établis par les Centres Exploitation, les événements les plus significatifs ont fait l’objet d’une analyse INESS, des actions correctives / préventives ont été localement mises en place. De nombreux cas reportés sont liés à la nouvelle directive Mise en Conduite, applicable depuis mai 2014. Les modalités de portage des bilans auprès des acteurs du terrain et de partage entre régions sont en cours d’élaboration. Comme résultats tangibles, on peut citer des erreurs d’application de la doctrine, des erreurs liées aux schémas de quart et aux automates, des documents incomplets pour la préparation et le suivi des travaux, des incohérences dans l’enchaînement des étapes, des oublis de confirmation de dates d’intervention, des fiches de manœuvre inadaptées, des confusions d’ouvrages, des gestes inappropriés ou involontaires, … Si des mesures correctives sont localement engagées pour pallier rapidement certaines de ces défaillances, il convient de disposer à terme d’un volume d’événements suffisant pour permettre une analyse pertinente et élaborer des correctifs efficaces à plus large échelle (nouvelle consigne, nouvelle méthode, renforcement de la formation, intégration d’incidents réels dans ces formations, …). Pour être pleinement efficace, l’exercice est donc à poursuivre dans la durée, et la participation de l’ensemble des métiers doit être élargie. L’outil national mis en service en 2014 pour faciliter les collectes APGP et leur qualité, devrait, avec l’aide des correspondants APGP dans les services, largement contribuer à cet objectif. 7.1.2 Formation et compétences La définition, le pilotage et la réalisation des actions de formation dans le domaine des métiers de l'Exploitation et de la Maintenance sont des points qui appellent une attention particulière. L’acquisition et le maintien dans la durée, des compétences propres à chacun de ces deux métiers, sont indispensables à la performance et à la sûreté de l’exploitation. Les cursus de formation font régulièrement l'objet d'adaptations par les pilotes des plans de formation dédiés, en lien avec le DPS, afin de les maintenir en ligne avec les évolutions nombreuses et rapides des méthodes et outils utilisés pour les études ou la conduite du réseau, ainsi que pour la préparation et l’exécution des interventions sur les ouvrages du RPT. Les besoins futurs des métiers Exploitation et Maintenance à 10 ans et plus, intégrant le développement et le maintien de compétences rares, ont fait l’objet d’analyses prospectives en 2014. Rte a également mis en place des procédures de formation accélérée des salariés intégrant les équipes de maintenance, afin de maîtriser les compétences cœur de métier et pallier les nombreux départs en inactivité prévus dans les prochaines années. Par ailleurs, les formations locales, complémentaires des formations centralisées, jouent un rôle important dans l'acquisition et le maintien en compétences pour les activités immédiates de l'exploitation. Outre les formations annuelles de maintien en compétences des chargés de conduite incluant les journées de simulations sur SIDERAL pour les situations exceptionnelles (notamment méthode de reprise de service), de nombreux projets et évolutions de doctrines ont nécessité des formations spécifiques en Exploitation : STS V2, ECCT, SISTER, SIDRE avec partage des spécificités des réseaux de la même bulle, HVDC FR-SP, directive maîtrise des risques, CORTV3, évolutions du CCRT, … Dans les points de vigilance, on note la nécessité d’améliorer : (i) le volet Etudes pour une meilleure efficacité de l’exploitation face à des transits volatils sur le réseau ; (ii) l’utilisation du processus ECCT pour la coordination et l’anticipation des situations à risque. Enfin, des besoins d’évolutions du SIMAC (SIMulateur d’Aide à la Conduite) ont été exprimés par les régions pour intégrer la fonction localisation de défaut.


Bilan sûreté 2014

Page : 46/66


7.1.3 Culture sûreté vers l’externe Les clients de Rte, en particulier producteurs et distributeurs, contribuent de façon majeure à la sûreté. Leurs contributions sont encadrées par des textes réglementaires et contractuels ; si Rte s'efforce d’accompagner ses clients dans la mise en œuvre de ces textes et de vérifier que celle-ci est correcte, il n'en demeure pas moins que leurs opérateurs doivent être également sensibilisés à l'impact de leurs gestes sur la sûreté ; cela passe par des actions communes (ex: essais du SAS, rencontres organisées par certaines régions) et par des actions de formation. Comme les années passées, les régions ont organisé au moins une session avec un CNPE (sur les thèmes services système, incident généralisé, renvoi de tension et reconstitution du réseau, …). Outre ces rencontres avec les CNPE, l’année 2014 a été riche en contacts avec l’externe sur le thème de la sûreté. A titre d’exemple, on peut citer, toutes régions confondues :

• Des sessions de sensibilisation à la sûreté des chargés de conduite d’ESR (Electricité de Strasbourg Réseau) ;

• Des présentations générales de l’exploitation et sensibilisation à la sûreté dispensées à la SNCF, la RATP, VEOLIA, EDF, POWEO, Préfets de région, …

• Une sensibilisation aux services système à STATKRAFT France, filiale française du producteur norvégien,

• Des conférences dans les écoles d’ingénieurs qui permettent de diffuser la culture du fonctionnement des réseaux et de la sûreté auprès des futurs ingénieurs.

7.1.4 Partage avec les GRT étrangers Dans le cadre de la gestion de l’EOD Belge, ELIA et Rte ont travaillé ensemble dès l’été sur les modalités de monitoring des lignes d’interconnexion. Une étude a été menée en commun entre ELIA et Rte pour limiter les transit sur la ligne 225 kV Chooz-Monceau : des schémas particuliers de conduite ont été élaborés et partagés entre Rte et ELIA pour limiter ce transit. Deux réunions autour d’IFA ont été tenues en 2014 entre Rte et NGIC pour régler des problèmes de maintenance et d’exploitation de la liaison, et mettre à jour le programme des indisponibilités programmées pour 2015. Des salariés du CE de Nancy ont participé au workshop Inter-TSO organisé par les GRT allemands. Une session d’entraînement « Common Training » REE-CNES-CE Toulouse a eu lieu à Madrid. Ces sessions ont été très appréciées pour le travail de communucation entre les entités. Plusieurs grands sujets maintiennent un fort niveau de coordination entre Rte et REE : la liaison HVDC, le TD de Pragnères, l’installation d’un système commun de localisation de défaut sur la liaison 400 kV Argia-Hernani, le REX du market coupling de la zone SWE. De nombreux travaux ont par ailleurs eu lieu tout au long de l’année avec REE dans le cadre de l’insertion en exploitation de la liaison France-Espagne. Le CE de Lyon a formé des salariés de STATNETT (GRT Norvégien) au contrôle des performances des producteurs, autour de l’utilisation de l’outil CDP Prod. Enfin, suite à la nouvelle convention AGSOM entre Swissgrid et Rte, de nouvelles procédures ont été déployées pour la mise en place des opérations de consignation et de travaux sous tension sur la frontière suisse.

7.2 Organisation interne et pilotage 7.2.1 Cellule nationale « contrôle des performances »

Le Contrôle de Performance est une activité essentielle pour garantir la sûreté de fonctionnement du système électrique et comporte des enjeux financiers importants pour la rémunération des Services Système. Cette activité, réalisée jusqu’ici dans chacun des Centres Exploitation, permet de s’assurer du respect des engagements contractualisés aux différentes étapes de la vie d’une installation. Rte a décidé de créer, au 1er septembre 2014, une cellule « contrôle des performances » nationale répartie sur deux sites, Marseille et Lyon, avec des recrutements étalés dans le temps afin de permettre de conserver les compétences régionales, pour un gréement final mi 20015.

Outre sa mission de contrôle des performances des acteurs en exploitation, une nouvelle activité de contrôle de conformité (suite à l’arrêté de 2010), sera réalisée : il s’agit de vérifier périodiquement que les performances des groupes de production déclarées au moment du raccordement, sont maintenues dans la durée. Les modalités de ces contrôles à réaliser à l’initiative des producteurs, sont en cours de finalisation par la CRE. Une expérimentation sur 4 groupes a démarré en 2014.


Bilan sûreté 2014

Page : 47/66


Enfin, cette nouvelle organisation permettra de garantir un traitement homogène du raccordement des nouvelles installations sur l’ensemble du territoire.

7.2.2 Comité de déploiement des codes

Afin de préparer l’entrée en vigueur prochaine des codes réseau européens, Rte a mis en place en septembre 2014, un comité chargé de leur déploiement. Cette structure permettra de superviser la démarche d’ensemble de Rte en coordonnant les entités impliquées dans toutes les phases de déploiement des codes, en validant les choix structurants, en effectuant les arbitrages nécessaires, en assurant la mise en œuvre de solutions complètes et appropriées.

Le comité est également un lieu de partage d’informations sur l’avancement des travaux au sein d’ENTSO-E pour la mise en œuvre coordonnée des codes par les GRTs, et sur le processus de comitologie. 7.2.3 Comité de pilotage Exploitation Le Comité de Pilotage Exploitation a vocation à examiner l'ensemble des questions liées à l'exploitation, notamment les évolutions méthodologiques et celles des référentiels. Il assure également le suivi national du processus de retour d'expérience (Rex). Les ESS B y sont analysés systématiquement, ainsi que les plans d’actions qui leur sont attachés. Le Comité a tenu toutes ses réunions mensuelles en 2014. Le Comité a été le lieu d’échange et de validation de la doctrine maîtrise des risques, avec un focus particulier sur le volet tension et les critères dynamiques définis pour détecter les risques d’écroulement. Il a également validé la méthode d’étude des tensions hautes sur la base des études saisonnières pour lesquelles celle-ci avait été appliquée. Le Comité a également été attentif aux travaux menés sur la fréquence dans le cadre d’ENTSO-E, ainsi qu’à la préparation de Rte au futur code Electricity Balancing. Parmi le large spectre des autres points examinés, on peut citer:

• l’insertion en exploitation des futurs projets éoliens off shore, • la prise en compte des effacements en exploitation, • la nouvelle version du CORT (V3) suite à incident RMS de 2013, • l’analyse de l’impact en exploitation des règles SSY V2 et V3, • la situation en Belgique pour le passage de l’hiver et les leviers Rte, • le REX des contrats 2014-2015 du marché d’ajustement, • l’avancement du projet STANWAY (en remplacement des outils de conduite SNC, SRC et

ATSR), • les REX des incidents RET et Flamanville.

Rappelons que depuis fin 2012, tous les événements traités par le Rex, qu’il soit « sûreté » ou « événementiel » sont accessibles dans un outil unique qui en facilite la diffusion auprès d’un large public et donc l’appropriation et le partage des enseignements. Cette pratique s’améliore et se renforce au fil du temps (facilité et convivialité d’utilisation, qualité de la capitalisation des événements et enseignements, présentation synthétique des situations passées, organisation par désignation de référents par métiers), afin de tirer tous les bénéfices possibles du Rex, à l’initiative des régions plutôt que sur sollicitation nationale. 7.2.4 Comité Maintenance Réseau Dans le cadre de sa contribution au pilotage des orientations stratégiques de la maintenance des ouvrages HT, du Contrôle Electrique, des Télécommunications et de la Téléconduite, le Comité « Maintenance Réseau » a examiné les thèmes suivants plus spécifiquement en lien avec la sûreté du système électrique :

• Prévention des vols de matériaux dans les postes : définition d’une politique pour rendre les postes Rte moins attractifs et réduire les actes de malveillance en rendant les matériels valorisables plus difficiles d'accès,

• Actualisation des prescriptions et conduite à tenir pour l'exploitation et la maintenance des réseaux de télécom de Rte (CORT V3),


Bilan sûreté 2014

Page : 48/66


• Evolution de la politique de maintenance des différentielles de barres de type RADSS , afin de réduire les indisponibilités programmées de ces matériels dans les postes à enjeux,

• Evolution de la politique OMF Contrôle-Commande (400 kV, 225 kV et HT) : simplification de cette politique pour répondre aux enjeux de disponibilité du réseau en garantissant les performances des matériels de contrôle-commande.

7.3 Rencontres avec les producteurs

7.3.1 Contrôle des performances Rte procède régulièrement au contrôle des performances des groupes de production, dans le domaine des ajustements et des services système contractualisés (réglages de fréquence et tension) tant en termes de capacités que de performances dynamiques. Ce contrôle est essentiellement réalisé à l'aide d'outils informatiques qui permettent de porter un diagnostic à partir des mesures du point de fonctionnement des groupes : 1) CdPProd pour vérifier le respect a posteriori des performances des réglages primaires et secondaires de fréquence et de tension, et le respect des ajustements demandés, 2) Scorpion pour vérifier en temps réel la conformité des groupes à leur programme de production et à leur participation aux réglages de fréquence. Les régions organisent systématiquement des rencontres annuelles avec les sites de production afin d'analyser les écarts qui ont été constatés au niveau de leurs performances, leurs causes et les remèdes envisagés pour les résorber. Ces rencontres permettent également de faire le point sur les nouveaux régulateurs que le producteur a éventuellement installés sur ses groupes. Ces réunions sont l'occasion pour Rte d'effectuer un lien entre performances des sites de production et sûreté de fonctionnement, et un moyen de favoriser la diffusion et le maintien de la culture sûreté. Toutes les régions ont rencontré les sites dépendant de leur zone de responsabilité, permettant des échanges constructifs. Mis à part le cas particulier des limitations en réactif des groupes et de réactualisation de certains diagrammes U/Q, traité de façon globale par le niveau national, peu d'écarts significatifs ont été relevés. Ceux-ci concernent principalement le non respect du délai de mise en œuvre de l’ajustement et quelques anomalies en cours d’investigation ou de traitement, sans impact direct sur la sûreté. A partir de 2015, ces activités seront entièrement reprises par la cellule nationale contrôle des performances. 7.3.2 Réunions avec les producteurs, comités mixtes L’importance de la sûreté de fonctionnement du système est évoquée lors de rencontres annuelles avec l’ensemble des producteurs, notamment lors des bilans sur les sujets relatifs à l’accès au réseau. Lors de ces réunions, sont abordés les performances relatives aux services système et leurs éventuels impacts sur la sûreté, ainsi que l’analyse des ESS pouvant avoir eu, ou ayant eu des répercussions sur la sûreté système. Pour ce qui concerne plus particulièrement EDF, les engagements contractés avec Rte en matière de sûreté sont suivis dans le cadre de deux commissions mixtes CPRR (Pilotage de la Reconstitution du réseau et des Renvois de tension) et REX-SFS (Sûreté de Fonctionnement du Système). Le comité CPRR s’est réuni à quatre reprises en 2014. Outre l’analyse et la qualification sur la réussite ou l’échec des essais périodiques de renvoi de tension, le comité s’est intéressé plus particulièrement au suivi de la programmation des essais et de la disponibilité des scénarios au travers de l’étude des modes communs. La fin de l’année a également été marquée par le lancement d’une évolution des modalités de réalisation des essais de renvois de tension qui sera mise en œuvre à partir de 2015. Concernant le volet REX SFS, trois réunions se sont tenues en 2014. Outre l’examen récurrent des ESS production, ou réseau avec impact production, ont été analysés les REX sur les événements suivants :

• défaut double monophasé (faisant suite à un orage et éliminé normalement) sur deux lignes 400 kV de raccordement d’un site nucléaire en antenne suite auquel un des groupes s’est îloté, mais pas le second, suite à une avarie sur le TP,

• positionnement non conforme de prise sur les pôles TP de centrales nucléaires suite au changement de ces pôles, un correctif étant analysé pour revenir à la prise garantissant les performances du groupe en terme de réglage de la tension,

• déclenchement définitif, en raison d’une défaillance de la protection de distance installée (protection maintenue par Rte), d’une liaison 400 kV raccordant une tranche nucléaire ayant conduit à l’arrêt du réacteur de la tranche.


Bilan sûreté 2014

Page : 49/66


7.4 Exercices de crise L’année 2014 a été riche en exercices dans l’ensemble des centres d’exploitation. Plusieurs exercices ont testé la coordination inter-régionale et avec le CNES. Les plus significatifs sont rappelés ci-dessous. Le 17 juin, un exercice d’Armement de Cellules et Moyens Engagés (ACME) a été réalisé au CNES dans le but de tester l’ensemble des équipements de crise et la capacité d’armement des entités participantes, tout en s’assurant de la validité des procédures disponibles. Cet exercice a impliqué la Cellule Stratégique Nationale (CSN), le CNES et les Centres Exploitation de Saint Quentin, Nancy et Lyon. Cet exercice avait pour objectif le maintien en compétence des astreintes et permanences. Dans le cadre du plan ORTEC (Organisation de Rte en Crise), un exercice de crise national MARTIEN (Marseille, Toulouse, Initiale et CNES National) a eu lieu les 15 et 16 octobre. Les objectifs d’un tel exercice sont multiples : l’ensemble des équipements de crise et la capacité d’armement des entités participantes sont testés, ainsi que les principaux circuits opérationnels et fonctionnels au cours des différentes phases de la crise, de l’entrée en crise à la gestion effective de celle-ci. Au niveau régional, l’articulation des cellules Communication est vérifiée dans l’organisation actuelle de Rte, de même que leur robustesse face à la pression médiatique. La participation des entreprises GRTgaz et ERDF permet à Rte de tester la coordination de la communication d’informations et des actions communes entre Rte et ERDF, ainsi que la coordination et le partage d’enjeux avec GRTgaz. Les participants à l’exercice étaient : la CSN, la Cellule de Crise Nationale Communication (CCNC), les cellules de crise de Toulouse/Marseille/CNES, ERDF, GRTgaz, le COZ (Centre Opérationnel de Zone) de Marseille, la DGEC. On retiendra de ces deux exercices au CNES la détection d’un manque de fiabilité de la macro délestage et le développement d’une nouvelle version qui sera testée lors d’un prochain exercice. La région de Marseille a organisé en janvier un exercice du PRA (Plan de Reprise d’Activités) en demandant l’assistance dispatching à tous les GdP. La région de Nantes a effectué deux exercices permettant de tester le maintien en condition opérationnelle du PCA (Plan de Continuité d’Activités) avec des actions sur le plan ORTEC : les 18 et 19 juin Black-out « Maine-et-Loire » et le 12 novembre exercice de crise régional et passage de l’hiver. Un test d’intrusion réelle dans un site très sensible a eu lieu le 23 juin. Dans la région de Lille, on retiendra en juillet une mise en œuvre du PRA TCD (reprise d’activité téléconduite), en octobre un exercice de SUE (situation d’urgence environnementale) de type incendie transformateur dans un poste 400 kV avec intervention du SDIS pour évacuation d’un salarié en environnement électrique, en novembre un exercice global d’armement du dispositif régional de crise pour maintien en compétences sur l’application SIRTEC. La salle de crise régionale a été activée une fois les 18 et 19 juillet lors des avaries successives de TCT. Les enseignements issus de 2014 seront mis à profit en 2015, notamment avec des aménagements pour la salle de crise régionale. Pour ce qui concerne la région de Nancy, deux exercices scénarisés d’armement de cellules de crise ont eu lieu en juin et décembre. L'exercice d'armement du 17 juin coordonné par DEXPL et auquel ont participé le CNES, les centres Saint-Quentin et Lyon, a fait jouer les GMR Alsace et Bourgogne, un représentant de la permanence de Direction, de l'astreinte technique et de MMRP. Plusieurs axes d’amélioration ont été identifiés. L'exercice de décembre a, quant à lui, mobilisé quinze personnes au sein du Centre d’exploitation, du Centre de maintenance (GMR Champagne Morvan et Lorraine), et du centre DI. Il a donné lieu à un REX conséquent. Enfin, un exercice « PRA TCD niveau haut » a été réalisé par GEMCC en décembre, avec la participation de plusieurs GdP. La région de Lyon a réalisé trois exercices d’armement scénarisés, dont un avec la région de Nancy, et un exercice PRA. Un point de vigilance a été soulevé lors des exercices de la région : la maîtrise de la documentation d’astreinte et de permanence qui reste à actualiser partiellement suite aux évolutions d’organisation et nouvelles procédures. Dans la région de Toulouse, des sessions de rappel et formation à SIRTEC ont été réalisées en mars auprès de l’ensemble des acteurs, un exercice d’armement des cellules de crise régionale et GMR a eu lieu en avril. La région Normandie-Paris a réalisé en juin et décembre dans le cadre de la directive ORTEC, deux exercices d’armement des cellules de crise, en commun avec le Centre de maintenance de Nanterre et les GMR. Quelques améliorations ont ainsi pu être apportées à la salle de crise du centre d’exploitation de Saint-Quentin.


Bilan sûreté 2014

Page : 50/66


8. Évolution des référentiels sûreté et des règles de contractualisation Ce chapitre décrit les évolutions des référentiels sûreté, qu’ils soient établis à l'externe de Rte ou en interne. Il s’agit des documents prescriptifs de toute nature et de tout émetteur, des contrats établis par Rte avec tout type d’acteur exerçant une activité pouvant influer sur la sûreté, mais également des documents de référence (études,…) qui concernent le domaine de la sûreté.

8.1 Directives, décrets, arrêtés (Europe - France) Un arrêté du 26 septembre 2014 (en lien avec l’article 22 du décrêt n0 2011-1697 du 1/12/2011) précise les modalités de déclaration des accidents et grands incidents d’exploitation ayant affecté les réseaux publics d’électricité (parution au JO du 8/10/14). Les événements à déclarer sont d’une part les accidents de tiers, et d’autre part les incidents de matériel à l’origine de l’impossibilité d’assurer l’alimentation des consommateurs ou l’injection des producteurs pendant une durée significative et sur un territoire de grande ampleur géographique. L’arrêté impose une communication en deux étapes : (i) informer sans délai les autorités publiques, (ii) fournir sous un délai de 2 mois une analyse technique détaillée des causes de l’accident / incident de grande ampleur ainsi que les actions correctrices engagées. Cet arrêté entre en vigueur le 1er janvier 2015. Les centres métiers de Lille ont déclaré par anticipation auprès du Préfet du Nord et de la Direction de l’Energie, l’interruption d’alimentation dans la zone d’Epinette suite à la dégradation d’un appareil de mesure à Avelin 225 kV. Le décret n° 2014-760 du 2 juillet 2014 vient complèter le dispositif de mise en œuvre des S3REnR. La Direction de l’Energie a mis en place en septembre 2014 un groupe de travail auquel participe Rte, et dont les travaux devraient conduire à une évolution du décret du 20 Avril 2012. 8.2 Documentation Technique de Référence (DTR)

Rte a publié de nouveaux articles et mis à jour plusieurs articles de sa DTR. Pour ce qui concerne plus particulièrement la sûreté, il s’agit des articles :

• 4.1 : Réglage fréquence / puissance (version 5 au 01/01/2014) • 4.2.1 : Réglage de la tension et capacités constructives en puissance réactive des installations

de production (version 3 au 01/01/2014) • 4.2.3 : Diagrammes U/Q (version 1 au 01/01/2014) • 8.10 : Règles Services Système (version 2 au 01/07/2014) • 8.3 : Trame type de cahier des charges des capacités constructives (version 3 au 20/10/2014) • 8.6.1 : Convention d’exploitation pour les installations de production (version 2 au

22/12/2014) Les projets d’évolution du chapitre 5 relatif à la vérification de conformité des installations, et de l’article 8.4 qui propose une trame type de convention de raccordement producteur, concertés avec les producteurs en 2014, sont en cours d’analyse par la CRE. La publication des versions définitives de ces textes en DTR est prévue en 2015. L’objectif est qu’à terme, (i) les performances de toutes les installations de production, nouvelles ou anciennes, soient consignées dans la convention de raccordement et tiennent lieu d’engagement, (ii) que chaque producteur raccordé au RPT, puisse attester via le rapport périodique de contrôle des performances, le maintien ou les écarts dans le temps des performances de son installation, telles que déclarées dans la convention de raccordement. Pour les installations « historiques », l’harmonisation se fera progressivement en établissant la convention de raccordement selon la trame type, lors du premier contrôle périodique. Toutes ces dispositions permettront à Rte d’homogénéiser la visibilité sur les performances réelles de l’ensemble des groupes raccordés au RPT, quelles que soient leur ancienneté, leur filière et leur capacité. Ces données sont utilisées par Rte pour modéliser les capacités de réglages f/P et U/Q des groupes dans les différents modèles traitant de la sûreté, notamment ceux qui permettent de simuler le comportement dynamique de la tension et de la fréquence. L’efficacité des actions de conduite à mettre en œuvre pour assurer la sûreté peut ainsi être déterminée avec l’anticipation et l’exactitude appropriées. Pour ce qui concerne plus particulièrement le RST (Réglage Secondaire de Tension), Rte a décidé de remplacer la commande en niveau de réactif, par une commande en tension qui envoie directement


Bilan sûreté 2014

Page : 51/66


aux groupes ou installations comportant de l’électronique de puissance (stations de conversion HVDC) une consigne individualisée. Cette évolution qui fait l’objet de la version 3 de l’article 4.2.1, s’applique à tous les nouveaux groupes qui demandent leur raccordement au RPT. La commande en tension plus adaptée pour les régimes de défaut, s’avère donc plus efficace pour la sûreté en tension. 8.3 Référentiel inter-GRT et thématiques sûreté à ENTSO-E

8.3.1 « Policies » Le référentiel actuel inter-GRTs, assurant la maîtrise coordonnée du système continental européen interconnecté, et dont l'application est contractualisée entre tous les GRTs est constitué par un ensemble de 8 policies. Un chantier de réécriture de ces policies a démarré en 2013 pour prendre en compte à la maille de l’Europe Continentale, les codes réseaux en cours d’approbation. Ce chantier est également l’occasion de revoir la structure de certaines policies et de reformuler des exigences qui se sont révélées difficiles à respecter par certains GRTs. Rte contribue à l’ensemble de ces chantiers et pilote celui de la policy 4 « Co-ordinated Operational Planning ». Début 2015, l’état des lieux de la réécriture des policies est le suivant :

• Policy 1 « Load-Frequency Control and Performance » : une nouvelle version prenant en compte les dernières évolutions du code LFC&R est attendue en octobre 2015,

• Policy 2 « Scheduling and Accounting » : une nouvelle version est attendue en octobre 2015, • Policy 4 « Co-ordinated Operational Planning » : une nouvelle version sera approuvée en avril

2015, • Policy 5 « Emergency Operations » : une nouvelle version a été approuvée en juin 2014 ;

cette approbation intègre une demande de mise à jour des exigences relatives au plan de délestage fréquencemétrique.

Rappelons que l'examen de la conformité des GRTs à ce référentiel fait l’objet d’un processus régulier depuis 2006, sous la forme d'auto-évaluations par tous les GRTs et depuis 2010 d'audits de quelques-uns. Le groupe CME (Compliance Monitoring and Enforcement) dépouille et analyse les résultats et rapporte les conclusions au Comité RGCE (Regional Group for Continental Europe). En 2014, Rte a auto-évalué sa conformité à la policy 8 (Formation des dispatcheurs), ce qui a permis de détecter des insuffisances dans les partages d’expérience entre des dispatcheurs Français et Suisses, qui devraient être renforcés par l’organisation d’exercices communs d’entraînement ou de workshops. En complément de ces auto-évaluations, 6 GRTs (Bosnie, Roumanie, République Tchèque, Slovaquie et les 2 GRTs Autichiens APG et Vuen) ont été audités en 2014 par le groupe CME. Cet audit portait sur la policy 3 (Operational Security). 8.3.2 Production distribuée et risque de délestage Position ENTSO-E L’étude ENTSO-E publiée en mars 2013 qui mettait en lumière les risques encourus par le système européen en cas de déclenchement massif de production renouvelable, a été mise à jour suite à l’inventaire réalisé en juin 2014 auprès des TSOs. Les résultats publiés dans le rapport final tiennent compte d’une description plus précise du parc dispersé européen (EnR, mais également petite production hydraulique, thermique ou cogeneration raccordée en distribution) et de ses caractéristiques comportementales vis-à-vis de la fréquence, à l’issue des opérations de « retro-fitting » menées au cours des dernières années, notamment en Allemagne et en Italie. Sur la base de ce rapport, ENTSO-E a publié en novembre 2014, un « position paper » qui précise la situation actuelle et formule des recommandations à l’égard des Etats Membres. Parmi les points techniques essentiels, on retiendra que :

• Pour des raisons structurelles et de sécurité d’exploitation des réseaux de distribution, et en l’absence de standards « transport » définis préalablement au niveau du système européen, d’importants volumes de production décentralisée ont été raccordés en distribution et peuvent déclencher lorsque la fréquence sort de la plage [49,5 Hz – 50,5 Hz] ; cette plage est plus large [47,5 Hz – 51,5 Hz] pour la production raccordée au réseau de transport ; par ailleurs, la production EnR réduit l’inertie globale du système, ce qui le rend moins robuste à la tenue de fréquence.


Bilan sûreté 2014

Page : 52/66


• Aujourd’hui, les situations de faible charge (220 GW) avec couverture importante par les EnR (soleil et vent) sont des situations à risque pour la sûreté du système européen : elles peuvent conduire, dans des conditions défavorables, à accrocher le premier échelon de délestage en cas de perte de 3 GW de production à 50 Hz, ou de 2 GW de charge à 50,1 Hz. Ces situations ne sont pas compatibles avec les standards de sûreté des TSOs et doivent donc être éliminées le plus rapidement possible.

• Les programmes de retro-fitting menés à ce jour sont jugés insuffisants, comme l’illustre le graphique ci-dessous (source ENTSO-E SPD SG 2014) :

Pour conserver les critères de sûreté d’exploitation actuels, ENTSO-E fixe comme objectif de limiter à 3 GW le volume de déclenchements de production répartie en sous-fréquence (dimensionnement de la réserve européenne) et 6 GW en sur-fréquence (rattrapage de la fréquence par le premier échelon de délestage). Ces valeurs fixent l’enveloppe du programme de retro-fitting à mettre en place.

Dans ce contexte, ENTSO-E recommande que chaque Etat Membre: • mette en œuvre les actions nécessaires pour que les nouvelles installations de production

décentralisée soient conformes dès maintenant aux exigences de déclenchement stipulées par le Grid code « Requirements for Generators », sans attendre que celui-ci devienne applicable ;

• engage des discussions au niveau national, pour définir et mettre en œuvre les actions de « retro-fitting » à mener.

Une lettre présentant les conclusions de l’étude et la position d’ENTSO-E a été adressée aux GRT en janvier 2015. Position nationale ERDF a été saisi de la problématique dès 2012, et mène conjointement avec Rte et l’ADEeF, des actions afin d’y apporter une solution dans l’attente de l’application du code de réseau « Requirements for Generators » . Les deux entreprises se sont mises d’accord pour élaborer une position nationale pour la gestion de ce risque, et à la partager avec les pouvoirs publics, sur la base d’actions comportant :

• en sur-fréquence : des relèvements progressifs de seuils pour les nouveaux raccordements et une étude du risque réel de déclenchement simultané en tenant compte du foisonnement des sensibilités des équipements,

• en sous-fréquence : la définition d’une protection alternative pour les nouveaux raccordements et une étude de faisabilité technico-économique de modification des 800 installations existantes.

Une première réunion a eu lieu en avril 2014 avec la DGEC, la CRE, l’ADEeF, ERDF et Rte pour partager la démarche. Une seconde réunion qui s’est tenue en février 2015, a permis de présenter les résultats des études ENTSO-E et les recommandations adressées aux GRT. 8.3.3 Autres thématiques ENTSO-E relatives à la sûreté Au second semestre 2014, le sous-groupe « System protection and dynamics » a engagé des travaux et émis des préconisations sur :

• L’analyse de l’impact potentiel de l’éclipse du 20 mars 2015, • La compensation de la diminution d’inertie du système européen, • Les échelons de délestage par sous-fréquence, en lien avec la préparation du code

« Emergency and Restoration ». Les rapports correspondants sont disponibles sur le site ENTSO-E.


Bilan sûreté 2014

Page : 53/66


8.4 Référentiel interne Rte Les principales évolutions du référentiel interne en rapport avec la sûreté ont porté sur les points suivants :

• Maîtrise des risques en Exploitation – Note technique – Méthodologies opérationnelles et paramètres

• Maîtrise des risques en Exploitation – Note d’application – Aléas et occurrences • Maîtrise des risques en Exploitation – Note d’application – Conséquence Stabilité • Maîtrise des risques en Exploitation – Note d’application – Conséquence Transit • Maîtrise des risques en Exploitation – Note d’application – Conséquence Tension • Maîtrise des risques en Exploitation – Note technique – Méthodologies opérationnelles et

paramètres • Note d’organisation pour le processus d’études coordonnées relatif à la maîtrise du risque

Tensions Hautes en Exploitation

8.5 Règles et contractualisations concourant à la sûreté

Les services système se subdivisent en deux catégories : (i) les services système fréquence/puissance regroupant les réglages primaire et secondaire de la fréquence, (ii) les services système tension regroupant les réglages primaire et secondaire de la tension ainsi que le recours aux compensateurs synchrones. L’ensemble de ces services est primordial pour la sûreté de fonctionnement globale du système puisqu’ils permettent : (i) de rétablir à leurs valeurs nominales la fréquence et les échanges entre zones de réglages suite à aléa ; (ii) de maintenir la tension dans des plages garantissant la sécurité des matériels et le bon fonctionnement du système, au regard des écroulements de tension et des phénomènes de tensions hautes. En application de l’article L.321-11 du Code de l’Energie, Rte propose des règles services système encadrant les modalités de participation des acteurs à ces services et leur rémunération. Ces règles doivent être approuvées par la CRE avant leur entrée en vigueur. A compter du 1er janvier 2014, la V1-SSY (approuvée le 28/11/13), s’est substituée aux anciens contrats. Elle a été suivie au 1er juillet de la V2-SSY (approuvée le 12/06/2014). La mise en place des règles définitives se fera graduellement pour atteindre la V4-SSY au 1er juillet 2016. 8.5.1 Services Système tension Dans le cadre des SSY tension, l’année 2014 a été consacrée à des études préparatoires visant à : (i) approfondir les besoins en réactif au niveau du RPT à moyen et long terme, (ii) mettre à jour la cartographie des zones sensibles y compris pour les tensions hautes, (iii) analyser les freins actuels à la participation des acteurs aux SSY tension et proposer des évolutions pour y remédier, (iv) estimer le plus objectivement possible les coûts supportés par les acteurs pour leur participation à la fourniture ou l’absorption de réactif, notamment pour les installations à base d’électronique de puissance. Un groupe de travail au sein de la Commission Accès au Réseau du CURTE a été mis en place en novembre. Il a permis dans un premier temps, de présenter à l’ensemble des acteurs les grands principes des SSY tension et la nécessité de réviser les règles de participation et de rémunération. En 2015, Rte établira en concertation avec les acteurs, une méthodologie pour estimer les coûts liés au réglage de la tension. Le rapport intermédiaire de concertation détaillant les besoins en capacité de réglage réactif de Rte et l’évaluation des coûts des acteurs sera remis à la CRE, le 1er octobre 2015. A la cible, les règles de participation et de rémunération aux SSY des groupes de production raccordés au RPT, devront être établies en cohérence avec les autres leviers d’action de Rte sur le réactif, notamment les moyens de compensation statiques installés sur le RPT, l’appel à la compensation synchrone et la gestion du réactif à l’interface RPT/RPD. 8.5.2 Services Système fréquence Pour ce qui concerne les Services Systèmes fréquence, la participation au réglage de la fréquence a été ouverte aux consommateurs et agrégateurs, à titre expérimental, depuis le 1er juillet 2014. En mars 2015, les sites de soutirage raccordés au RPT qui ont participé à cette expérimentation après certification, destinée à s’assurer de leur aptitude à répondre aux signaux de fréquence, fournissent environ 9% de la réserve primaire française, soit 50 MW environ. Par ailleurs, Rte a mis en place en décembre 2014, un dispositif d’échange en gré-à-gré de réserves entre acteurs de marché, permettant une optimisation du coût de constitution de la réserve pour Rte.


Bilan sûreté 2014

Page : 54/66


Les prochaines évolutions relatives aux SSY fréquence sont prévues en 2016 et portent sur (i) l’extension aux sites de soutirage raccordés au RPD de la participation au réglage fréquence, et (ii) l’ouverture de la participation dissymétrique qui permettra la fourniture de réserve secondaire séparément à la hausse et à la baisse, offrant ainsi un nouveau gisement de diminution des coûts de constitution de cette réserve. L’ouverture des SSY à de nouveaux acteurs, l’évolution technique des SSY (dissymétrie), la mise en place de mécanismes de marché spécifiques aux réserves sont de nature à donner de nouveaux leviers à la conduite pour la gestion de la fréquence, tout en améliorant l’efficacité économique de la constitution des réserves. 8.5.3 Mécanisme d’ajustement La contractualisation de réserves rapides et complémentaires permettent à Rte de rétablir l’équilibre (donc la fréquence) en cas d’occurrence de l’évènement dimensionnant du système français (1500MW). Ces réserves viennent en complément des réserves primaires et secondaires qui sont activées automatiquement. Les réserves rapides et complémentaires sont sollicitées lors de déséquilibres importants du système électrique et de ce fait contribuent significativement à la sûreté de celui-ci. Le contrat des réserves rapides et complémentaires qui a démarré au 1er avril 2014 a été revu en profondeur. Ce nouveau contrat prévoit plusieurs dispositions permettant d’améliorer la disponibilité et le contrôle de l’effectivité de la puissance délivrée en temps réel. Désormais, l’agrément des capacités pouvant répondre à l’appel d’offre a été renforcé par l’intermédiaire d’une campagne de tests. De plus, le maintien de l’agrément est lui aussi conditionné à un test périodique. D’autre part, toutes les flexibilités retenues au titre de l’appel d’offre doivent être observables en temps réel (via le SNC et le SRC). L’appel d’offre lancé sur cette nouvelle base a permis de souscrire auprès de sept fournisseurs, 1000 MW de réserve rapide (répartie sur environ 45% d’effacement et 55% de production) dont en moyenne 325 MW de DMO 9 minutes et 675 MW de DMO 13 minutes, ainsi qu’en moyenne 590 MW de réserve complémentaire (100% production) pour un DMO de 30 minutes. La mise en place de ce nouveau contrat traduit bien l'engagement de Rte à réagir efficacement aux enjeux de l’équilibre offre-demande, de promouvoir le développement de tous les types de flexibilités et d’accompagner leur mise en œuvre pour garantir la sûreté du système. 9. La sûreté au-delà de Rte

9.1 Au niveau d’ENTSO-E

9.1.1 Codes réseaux Les codes de réseau européens qui sont appelés à devenir la loi européenne, définissent les règles principales à appliquer par tous les acteurs, dès lors que le fonctionnement interconnecté des réseaux est concerné, que ce soit en matière de raccordement, de gestion prévisionnelle, d’exploitation du système électrique ou de fonctionnement des marchés de l'électricité. Ces codes sont donc complexes puisqu’ils concernent un grand nombre d’acteurs. Leur processus d’élaboration traverse plusieurs étapes : rédaction et validation au sein d’ENTSO-E sur la base d’une consultation publique, transmission à l’ACER - Agency for Cooperation of Energy Regulators – pour avis, entrée en « comitologie » à la CE pour préparation de la version finale, approbation par le Parlement Européen avant publication officielle comme règlement européen. Au premier trimestre 2015, on peut résumer la situation comme suit: • Le code CACM « Capacity Allocation and Congestion Management » relatif aux règles d’accès aux

interconnexions avait reçu un avis favorable de l’ACER en mars 2013; entré en comitologie au second semestre 2013, il a été approuvé par les Etats Membres en décembre 2014 et devrait être publié en juin 2015 au JO de la CE. Ce code, central pour l'achèvement du marché intégré de l'électricité, comporte des éléments relatifs à la sûreté, puisqu’il définit des méthodes coordonnées entre les GRTs, de calcul des capacités attribuables au marché.

• Le code « Load Frequency Control and Reserves » a reçu un avis favorable de l’ACER en Septembre 2013. Ce code traite de l'ajustement de l'équilibre offre-demande en temps réel, du point de vue technique. Il est donc en lien étroit avec la sûreté du système interconnecté.


Bilan sûreté 2014

Page : 55/66


• Le code « Electricity Balancing » a été soumis à l’ACER dans sa version initiale en décembre 2013. Une nouvelle version a été émise en septembre 2014 par ENTSO-E, suite à demande de l’ACER. Ce code vise à mettre en place, dans un souci d’harmonisation et de réduction des coûts, un mécanisme transfrontalier d’ajustement temps réel. De par son contenu, ce code est considéré par Rte comme celui qui aura le plus d’impact sur l’exploitation en sûreté du système, dans le sens où il va demander des aménagements conséquents dans les méthodes, les relations avec les acteurs du marché et les outils.

• Deux des codes principaux relatifs à la sûreté, « Operational Security » (règles de sécurité et de coordination générales) et « Operationnal Planning and Scheduling » (règles spécifiques à la préparation de l'exploitation) ont reçu un avis favorable de l’ACER en novembre 2013. Bien que s'appuyant largement sur l'existant, l'élaboration de ces codes permet d'escompter une unification des modalités d'échanges d'information entre GRTs et avec les utilisateurs du réseau, alors que les dispositions nationales n'assurent pas à tous les GRTs l'accès aux données souhaitables, des obligations de coordination régionale (par exemple pour le placement des consignations d’ouvrages sensibles), ainsi qu'une unification des règles de sécurité à appliquer et donc un renforcement de la sûreté d'ensemble.

• Le code « Emergency and Restoration » qui décrit les pratiques communes à adopter en cas de situation dégradée du réseau pour endiguer la propagation des phénomènes, et reconstituer le réseau le plus efficacement possible en cas d’incident de grande ampleur, a été rédigé au cours de l’année 2014 et soumis à l’ACER le 31 mars 2015.

• Le code « Requirements for Generators » relatif aux conditions de raccordement de moyens de productions depuis la BT jusqu'en HTB3 est entré en comitologie en Janvier 2014. Les dispositions qu’il propose intègrent notamment des exigences renforcées relatives aux comportements des groupes face aux excursions de fréquence et tension ou aux creux de tension, y compris pour les productions diffuses de type ENR ; ne concernant que les futures demandes de raccordement, ces dispositions devraient principalement impacter les conditions de la suite du développement des ENR, et notamment des installations en BT ou HTA, photovoltaïque ou éolienne.

• Le code « Demand Connection Code » relatif aux conditions de raccordement des consommateurs à tous les niveaux de tension est entré en comitologie en mars 2014. Ce code intègre les dispositions facilitant le développement de la participation active des consommateurs industriels et des distributeurs à l'équilibre offre-demande.

• Le code « High Voltage Direct Current Connection » jette les bases d’une exploitation en sûreté du réseau européen des prochaines décennies, qui verra se multiplier les lignes HVDC longue distance, les interconnecteurs asynchrones entre zones synchrones distinctes, les raccordements DC de fermes éoliennes off-shore. Ce code a été soumis à l’ACER en Avril 2014. En juillet 2014, l’ACER a émis un avis favorable sur le texte qui est entré en comitologie.

La CE s’est fixé comme objectif de faire approuver l’ensemble des codes par les Etats membres d’ici fin 2015. Durant l’année 2014, ENTSO-E a commencé à préparer le terrain auprès de l’ensemble des acteurs pour faciliter la mise en œuvre prochaine des codes et anticiper les actions nécessaires. 9.1.2 TYNDP La troisième édition du TYNDP, Ten-Year Network Development Plan, a été publiée en décembre 2014. Mis à jour tous les deux ans, cet outil est essentiel pour partager au niveau européen la vision de l'ensemble des développements du réseau à réaliser, pour disposer dans le futur d'un système électrique européen sûr, et permettant l'optimisation de l'utilisation des sources de production. En conformité avec la régulation 347/2013 du Parlement Européen qui modifie le cadre réglementaire du développement des infrastructures pour les échanges d’énergie trans-européens, les projets de développement du réseau européen présentés dans le TYNDP 2014, ont fait l’objet de la démarche unifiée « Cost Benefit Analysis » (CBA). Parmi les points essentiels qui auront un impact fort sur la conduite du système dans les prochaines années, on retiendra que :

o l’inducteur principal de développement du réseau est désormais le futur mix énergétique européen, notamment les EnR, avec un effort particulier visant à réduire les limitations de production éolienne à moins de 1% (30 à 100 TWh),

o la capacité d’interconnexion devrait doubler en Europe d’ici 2030, notamment pour permettre une meilleure intégration des « péninsules » dans le marché électrique européen (Portugal/Espagne, Italie, Etats Baltes, Irlande, Grande-Bretagne).


Bilan sûreté 2014

Page : 56/66


Les graphiques ci-dessous (source ENTSO-E) illustrent les besoins en développement et réhabilitation d’ouvrages de transport en Europe à horizon 2030 (48 000 km), pour mener à bien la transition énergétique et mettre en place le marché unique électrique européen, ainsi que l’état d’avancement global des projets fin 2014. On notera la part importante de la technologie à courant continu dans ce plan (40% des nouveaux ouvrages).

9.1.3 Common Grid Model Exchange Standard (CGMES) Le standard CGMES qui s’appuie sur le Common Information Model (CIM), a été développé pour les échanges de données entre GRTs dans les domaines développement et exploitation du système. Il s’applique aux échanges de données dans le cadre de TYNDP et des codes réseau. Publié initialement en décembre 2013, le référentiel relatif à ce standard a été finalisé en août 2014. Dans le cadre de la mise en conformité des données avec le standard CGMES, ENTSO-E a mis en place en 2014, un processus de vérification de conformité à usage des fournisseurs des applications concernées. L’objectif est de déployer entièrement l’utilisation de ce standard et d’outils de calcul adaptés chez tous les GRT’s d’ici fin 2016.

9.2 Coopération entre GRT Gérer au mieux le potentiel des interconnexions suppose d’exploiter de manière coordonnée nos infrastructures avec les autres GRT en Europe. C’est ce que permet le centre de coordination régionale CORESO en offrant aux GRT partenaires une vision élargie du réseau électrique, au-delà des frontières de chacun. Au sein d’un marché européen de l’électricité où les échanges aux frontières deviennent déterminants et où les énergies renouvelables sont en plein essor, les services de CORESO se sont fortement développés depuis sa création. Les opérateurs de CORESO, issus des 5 GRT partenaires (Elia, Rte, TERNA, 50 Hz, NG) disposent d’une expertise régionale qui leur permet de surveiller les flux et d’élaborer des propositions pertinentes. Pour construire cette expertise et renforcer les liens opérationnels entre CORESO et les dispatchings nationaux, des sessions d’échange et de formation commune sont régulièrement organisées. Chaque année, CORESO contribue à détecter et résoudre des situations d’exploitation difficiles et contrastées, et à proposer des parades transfrontalières efficaces évitant de coûteuses actions de redispatching. La plus-value apportée par les centres de coordination régionaux est désormais bien acquise et s’élargit au fil du temps, avec un renforcement des axes de coopération des différents centres (CORESO, SSC, TSC), au profit de la sûreté d’ensemble du système européen. Le constat très positif du rôle des différents RSCI (Regional Security Cooperation Initiative) en Europe a conduit ENTSO-E à publier en Novembre 2014 un « Policy paper » visant à renforcer ce type d’organisation, en complément du futur déploiement des Grids Codes européens. Dans cette perspective, les GRT élaborerons en 2015 un MLA (Multi-Lateral Agreement) stipulant l’obligation pour chaque GRT d’appartenir à au moins un centre RSCI, et de contribuer aux fonctions de coordination de ceux-ci (analyse coordonnée de sécurité, prévisions court et moyen terme, calculs coordonnés de capacité, coordination des plannings de maintenance, modèle commun de réseau). Pour faciliter les études coordonnées à différentes échelles de temps, et notamment en J-1, les GRTs européens échangent depuis quelques années 24 fichiers prévisionnels par jour, dont le recollement



permet de disposer d’une image unifiée de l’état attendu du réseau.bien entendu de la qualité des données échangées et deorganisation entre GRTs et les deux principaété définie en 2013 et consolidée en 2014recollement unifié afin de garantir réseau interconnecté. La mise en place de ce nouveau service vasystème européen en ouvrant le champ à des plus précises. L’AGSOM (Agreement on Grid and System Operation Management) est le contrat qui régit les règles d’exploitation et de maintenance à la frontière entre deux GRTs. Il s’agit d’une déclinaision bilatérale détaillée des principes définis dans les «avec Elia, REE, Amprion et TransNetBWa été signé en juin 2014, venant remplacer la version intermédiaire applicable depuis le 15 septembre et couvre l’ensemble des dispositions décrites dans les conventions d’exploitation des différentes interconnexions sur une frontière.Comme les années passées, les dispatchers deséances d'échanges avec leurs homologuescompréhension des cultures, règles, outils gestion de situations dégradées ("common training2014, deux sessions se sont déroulées à Madrid, d’exploitation en régime d’incident de chaque GRT étant différentes, la recherche d’une solution commune nécessite une écoute mutuelle et une remise en cause de son propore mode de fonctionnement. Dans le même domaine, Rte a prestataire de sessions d'entraînement communes aux Deux sessions « temps réel » regroupant des dispatchers du CNEeu lieu en 2014. Ces sessions auxquelles participeront également Les échanges au cours de ces formations l’ensemble des participants. Ils permettent d’apporter une vision différenciée de ce que peut être l’exploitation d’un système électrique dans un contexte réglementaire et organisatinôtre, et de s’interroger constructivement sur nos modes de fonctionnement

9.3 Projets de R&D en partenariat La maîtrise de la sûreté implique une identification des risques prémunir en identifiant les ruptures technologiques et en d'exploitation. A ce titre, Rte pilote diverses actions de recherche et développement, dans le cadre de coopérations internationalesaprès, en lien avec la sûreté. Plates-formes d’études de réseauR&D iTesla (21 partenaires) pour lequel Rte

Approche probabiliste

d’évaluation des risques. Modélisation des variables

stochastiques (injections,

charges) et de leurs

corrélations

Prise en compte des

actions préventives et correctives dans

l’exploitation du

réseau

Prise en compte des

phénomènes dynamiques

Bilan sûreté 2014


permet de disposer d’une image unifiée de l’état attendu du réseau. La qualité de cbien entendu de la qualité des données échangées et de la procédure de recollement elle

es deux principaux centres de coordination régionauxe en 2013 et consolidée en 2014, pour leur permettre de mettre en place

recollement unifié afin de garantir à leurs partenaires une qualité supérieure deen place de ce nouveau service va impacter la sûreté d’exploitation du

en ouvrant le champ à des calculs de capacité et des études plus harmonisées et

L’AGSOM (Agreement on Grid and System Operation Management) est le contrat qui régit les règles d’exploitation et de maintenance à la frontière entre deux GRTs. Il s’agit d’une déclinaision bilatérale détaillée des principes définis dans les « policies » européennes. Après la finalisation de tels contrat

Amprion et TransNetBW au cours des années passées, l’AGSOM entre Rtea été signé en juin 2014, venant remplacer la version intermédiaire établie fin décembre 2012. Il est

cable depuis le 15 septembre et couvre l’ensemble des dispositions décrites dans les conventions d’exploitation des différentes interconnexions sur une frontière. Comme les années passées, les dispatchers de Rte tant régionaux que nationaux,

avec leurs homologues de REE, afin de faciliter la connaissance réciproque et la compréhension des cultures, règles, outils utilisés, ainsi qu'à des séances d'exercices en commun de gestion de situations dégradées ("common training"), sur la base de simulations des réseaux réels

se sont déroulées à Madrid, avec des enseignements très richesd’exploitation en régime d’incident de chaque GRT étant différentes, la recherche d’une solution

cessite une écoute mutuelle et une remise en cause de son propore mode de

a bâti un accord de coopération (signé en janvier 2014) 'entraînement communes aux opérateurs de plusieurs

» regroupant des dispatchers du CNES et des GRTs seront enrichies en 2015 par des sessions «

également des ingénieurs d’études de CORESO. au cours de ces formations sont toujours considérés comme riches et instructifs par

l’ensemble des participants. Ils permettent d’apporter une vision différenciée de ce que peut être me électrique dans un contexte réglementaire et organisati

nôtre, et de s’interroger constructivement sur nos modes de fonctionnement.

partenariat

implique une identification des risques futurs contre lesquels Rteidentifiant les ruptures technologiques et en anticipant les conditions futures

pilote diverses actions de recherche et développement, internationales. On peut retenir pour 2014 les principales

formes d’études de réseau : L’année 2014 est la troisième année du projet pour lequel Rte est leader. iTesla préfigure la prochaine gén

plate-forme d’analyse de la sécurité du réseau. Ce projet met œuvre une approche probabiliste de l’analyse des risques encourus par le réseau en tenant compte desparade curative et des phénomènes dynamiques.marquants de l’année, on notera : la livraison des différentes briques fonctionnelles et leur intégration pour déboucher sur la première campagne de tests fin 2014/début 2015, conformément au calendrier initial du projetd’une expérimentation de l’application de la méthode et des outils sur la zone PACA ; la sélection définitive du projet iTesla par le comité scientifique du projet européen(Partnership for Advanced Computing in Europe) pour l’accès au supercalculateur Curie du CEA, afin d’effectuer les tests de validation de la plate-forme.

actions préventives et

Page : 57/66


La qualité de cette image dépend recollement elle-même. Une

ux centres de coordination régionaux (CORESO et TSC) a pour leur permettre de mettre en place un service de

une qualité supérieure de représentation du impacter la sûreté d’exploitation du

études plus harmonisées et

L’AGSOM (Agreement on Grid and System Operation Management) est le contrat qui régit les règles d’exploitation et de maintenance à la frontière entre deux GRTs. Il s’agit d’une déclinaision bilatérale

Après la finalisation de tels contrats l’AGSOM entre Rte et Swissgrid

établie fin décembre 2012. Il est cable depuis le 15 septembre et couvre l’ensemble des dispositions décrites dans les conventions

tant régionaux que nationaux, ont participé à des afin de faciliter la connaissance réciproque et la

ainsi qu'à des séances d'exercices en commun de "), sur la base de simulations des réseaux réels. En

avec des enseignements très riches : les règles d’exploitation en régime d’incident de chaque GRT étant différentes, la recherche d’une solution

cessite une écoute mutuelle et une remise en cause de son propore mode de

bâti un accord de coopération (signé en janvier 2014) avec un opérateurs de plusieurs GRTs et à CORESO.

S et des GRTs de la zone CWE sont en 2015 par des sessions « J-1/IJ » inter-GRTs,

considérés comme riches et instructifs par l’ensemble des participants. Ils permettent d’apporter une vision différenciée de ce que peut être

me électrique dans un contexte réglementaire et organisationnel différent du

contre lesquels Rte veut se anticipant les conditions futures

pilote diverses actions de recherche et développement, en partenariat ou les principales avancées ci-

année du projet européen de esla préfigure la prochaine génération de

forme d’analyse de la sécurité du réseau. Ce projet met en œuvre une approche probabiliste de l’analyse des risques encourus par le réseau en tenant compte des possibilités de

s dynamiques. Parmi les faits : la livraison des différentes

briques fonctionnelles et leur intégration pour déboucher sur la première campagne de tests fin 2014/début 2015, conformément au calendrier initial du projet ; la préparation

ication de la méthode et des éfinitive du projet iTesla

par le comité scientifique du projet européen PRACE r Advanced Computing in Europe) pour l’accès au

afin d’effectuer les tests de


Bilan sûreté 2014

Page : 58/66


Réseaux à courant continu : L’année 2014 a vu l’initialisation du projet de R&D « Réseaux à courant continu », dont l’objectif est d’assurer la cohérence et le pilotage des actions de R&D de Rte dans le domaine. En tâche de fond, des modèles EMTP de composants spécifiques aux réseaux à courant continu sont développés, trois topologies de réseaux HVDC étendus (plus de 10 terminaux) associées à quatre stratégies de contrôle-commande seront étudiées en vue d’une comparaison technico-économique. Parallèlement, trois thèses de doctorat ont été lancées pour mener des recherches approfondies sur (i) un plan de protection mettant en œuvre des algorithmes toujours plus performants ; (ii) des convertisseurs aux structures innovantes dotés de fonctions de coupure et (iii) de nouvelles stratégies de régulation des tensions et des flux de puissances tirant un meilleur parti des énergies stockées dans les structures multi-niveaux. Des prototypes basse tension de ces structures à électronique de puissance permettront de valider des modèles inédits adaptés aux applications temps réel. Le projet a prévu également la construction d’un prototype de convertisseur continu-continu qui, outre le maillage de réseaux de tensions différentes, offre une fonction pare-feu qu’il convient d’éprouver sur la maquette de réseau conçue dans le cadre de "TWENTIES". Un nouveau projet européen, "BEST PATHS", a été lancé en 2014, Rte y pilote un démonstrateur qui donnera lieu à l’expérimentation, sur la plateforme SMARte, de l’interopérabilité des stations de conversion multifournisseurs. Simulateur temps réel SMARTe : En plus, des répliques de contrôle commande des CSPR (Compensateur Synchrone de Puissance Réactive) Alstom, le laboratoire de simulation temps réel (utilisant l’outil Hypersim de l’électricien canadien HydroQuébec) accueille depuis mi 2014 les répliques de contrôle commande des CSPR Siemens, ainsi que les IHM déportés permettant une anticipation par des études et une analyse des phénomènes dynamiques par les experts en électronique de puissance du CNER. Le simulateur temps réel permet en effet d’étudier finement l’intégration dans le système électrique de nouveaux composants complexes à base d’électronique de puissance, de valider les modélisations effectuées dans l’ensemble des codes de calcul et de mettre au point les meilleurs modes de pilotage de ces installations. Il est également utilisé pour la qualification et la définition du paramétrage des protections du réseau, en cohérence avec les modes de pilotage retenus. Il joue donc un rôle important vis-à-vis de la sûreté d’exploitation. Les travaux 2014 ont porté essentiellement sur la modélisation complexe des convertisseurs VSC multi-niveaux (Voltage Source Converter) permettant le raccordement au simulateur des répliques de contrôle commande VSC, et sur la modélisation d’équivalent de réseau à dépendance fréquentielle. 2015 verra l’installation des répliques étude et diagnostic du contrôle commande des stations de conversion à courant-continu de la liaison HVDC France-Espagne. Insertion des énergies renouvelables dans le réseau: Les travaux sur le comportement électrotechnique d’un système électrique avec le déploiement massif d’EnR couplées par électronique de puissance, initiés en 2013 par une étude en collaboration avec Georgia Tech se sont poursuivis : fin de cette collaboration et préparation du rapport final, démarrage en 2014 d’une thèse sur ce sujet avec une université française, participation au montage d’un projet de recherche européen. En lien fort avec la sûreté de demain, ces travaux visent à appréhender les nouvelles formes de stabilité, et définir les modes de contrôle et protection pour ce type de réseau « à onduleurs », en abordant le sujet selon un mode incrémental (augmentation progressive de la pénétration des EnR au détriment des machines synchrones traditionnelles) et un mode de rupture (dans le scénario extrême du tout électronique de puissance). Outils de simulation des phénomènes de vieillissement des composants et d’optimisation des scénarios de gestion des actifs (projet SmartLab) : Démarré début 2014, ce projet a produit ses premiers résultats notamment concernant la simulation de la tenue mécanique des charpentes de poste aux courants de court-circuit, la mise au point d’un modèle statistique de survie pour mieux comprendre et prévoir les défaillances de réducteurs de mesure, et l’évaluation du risque de formation des manchons de neige collante sur les conducteurs aériens. Le projet poursuit ses efforts sur les modèles statistiques de survie (avec une application aux sectionneurs), l’étude de la tenue mécanique du réseau HTB3 lors des épisodes venteux (et l’apport de la politique de sécurisation mécanique). Il lance également le développement d’un outil de simulation globale des stratégies de gestion des actifs à fin d’optimisation : MONA (Management Optimizer of Network Assets), compte tenu de l’absence sur le marché d’outils « stratégiques » d’aide à la décision, confirmée par un récent rapport interne de l’ENTSOE.


Bilan sûreté 2014

Page : 59/66


Projet GARPUR : Ce projet européen de R&D vise à revisiter les règles du sûreté appliquées par les gestionnaires de réseau de transport d’électricité sur l’ensemble des horizons du long au court terme. Ces horizons temporels recouvrent le développement, la maintenance (gestion des actifs) et l’exploitation du réseau. En 2014, un état des lieux des pratiques actuelles a été lancé, et des pistes

d’amélioration ont été proposées pour intégrer une gestion probabiliste du risque. Les points mentionnés ci-dessus s’inscrivent dans le programme quadriennal de R&D 2013-2016 (voir grandes thématiques ci-contre), adossé à la période tarifaire TURPE 4 et structuré en cinq domaines stratégiques. La feuille de route 2013-2016 est disponible sur le site institutionnel de Rte. 10. Audits sûreté

Dans le cadre du dispositif de contrôle interne mis en place à Rte, des audits dans le domaine spécifique de la sûreté sont réalisés pour la Direction de l'entreprise, selon une programmation périodique, qui peut être complétée par des demandes du management en dehors de ce plan (audits "flash"). Les thèmes d’audit sont construits de façon à balayer sur une période de deux ans environ les grands volets de la sûreté, en surveillant plus particulièrement les risques pointés par le REX de l’année écoulée. Les conclusions des audits sont présentées au Comité Exécutif de Rte. Des recommandations sont formulées, de façon à améliorer la maîtrise des risques identifiés. Les actions engagées sur la base des recommandations font l'objet d’un plan d’actions dont l’avancement est suivi par la Mission Audit Sûreté, et dont il est rendu compte au Comité Exécutif de Rte. Trois audits sûreté programmés et un audit flash ont été conduits en 2014. Les audits programmés portaient sur :

• Les impacts des installations récentes de compensation réactive sur la conduite du système électrique : il s’agissait de s’assurer que les dispositions nécessaires ont été prises pour d’une part, insérer de façon optimale en exploitation les moyens de compensation de l’énergie réactive décidés massivement depuis 2010 (batteries de condensateurs HTB2 et HTB3, CSPR), et d’autre part garantir par la maintenance, un niveau de fiabilité à hauteur des besoins de l’exploitation. L’enjeu pour Rte est en effet de disposer d’un ensemble de moyens opérationnels performants, permettant de se couvrir efficacement contre les écroulements de tension sur incident réseau. Les fonctions centrales ainsi que les Centres Exploitation et Maintenance de Saint-Quentin et Nantes ont été audités dans ce cadre. Les recommandations de l’audit ont porté sur : (i) la nécessité de prolonger les REX sur le fonctionnement des moyens de compensation afin de s’assurer que leur comportement est conforme aux attendus sur des situations d’exploitation contrastées incluant des périodes froides ; (ii) le besoin de compléter les doctrines d’études et d’exploitation des moyens de compensation de l’énergie réactive ; (iii) le renforcement de la maîtrise par la maintenance du service rendu par les nouveaux moyens de compensation. Le plan d’actions, élaboré en octobre 2014, comporte sept actions.

• Les services Télécoms de ROSE (Réseau Optique de SEcurité) pour l’exploitation du système électrique : l’objectif de cet audit était de s’assurer que (i) les dispositions nécessaires ont été prises pour que le Réseau Optique de Sécurité ROSE affiche des performances techniques compatibles avec un fonctionnement des services de niveau haut supportés par ce réseau (téléconduite, téléprotection, téléphonie de sécurité) répondant aux exigences de sûreté de fonctionnement du RPT, et que (ii) Rte s’est donné les moyens de maîtriser dans la durée, les compétences d’un nouveau métier, hors de son domaine de compétences historiques. Les fonctions centrales ainsi que les Centres Exploitation et Maintenance de Lyon et Lille ont été audités dans ce cadre. Les recommandations de l’audit ont porté sur : (i) la nécessité de concevoir un dispositif permettant de maîtriser durablement la qualité des gestes professionnels dans l’exploitation du réseau ROSE ; (ii) l’élaboration d’un plan de reprise pour maîtriser les conséquences d’un événement exceptionnel affectant le réseau ROSE ; (iii) la réalisation d’un REX sur la mise en oeuvre du CORT (Code opérationnel du réseau de


Bilan sûreté 2014

Page : 60/66


télécom) ; (iv) la maîtrise par le MCO du service rendu par le réseau ROSE et ses composants. Le plan d’actions élaboré en janvier 2015 comporte huit actions.

• La préparation à la conduite du réseau de demain : l’objectif de cet audit était de s’assurer que Rte prend toutes les dispositions nécessaires à la préparation à la conduite du réseau du futur, avec l’anticipation nécessaire, en accord avec les futurs codes européens, et en cohérence avec les évolutions éventuelles des standards de sûreté. Seules les fonctions centrales ont été auditées dans ce cadre. Les recommandations de l’audit portent sur : (i) le traitement de la sûreté EOD court terme ; (ii) l’adaptation des plans de défense à la conduite du réseau de demain ; (iii) l’articulation entre l’automatisation future de la conduite et le rôle des opérateurs. Le plan d’actions est en cours de préparation.

L’audit flash avait pour but de réaliser avec les Centres de Maintenance et d’Exploitation de Saint-Quentin, une analyse approfondie, enrichie d’une analyse facteurs humains, d’un exercice de Situation d’Urgence Environnementale au cours duquel un autotransformateur avait déclenché dans un poste 400 kV, suite à simulation de l’incendie de cet AT. Son objectif était d’identifier avec les acteurs, les points de dysfonctionnement à corriger pour renforcer les barrières de défense et améliorer le déroulement d’un scénario similaire lors de prochains exercices. Les recommandations ont porté sur quatre volets : (i) construire un référentiel relatif aux exercices d’entraînement aux SUE ; (ii) nommer les entités en charge du pilotage et du REX des exercices globaux de SUE ; (iii) faire évoluer le cahier des charges des stages de formation d’astreinte et de permanence régionale ; (iv) sensibiliser les agents à la détection des opérations atypiques et à la prise de décision qui en résulte. Le plan d’actions élaboré en mai 2014, comporte six actions. Trois audits sont programmés pour l’année 2015 :

• Politiques de maintenance dans les postes : l’objectif est d’évaluer le processus global de conception, de validation, de mise en œuvre et de vérification de l’efficacité des politiques de maintenance des matériels et équipements dans les postes au regard de leur impact sur la sûreté de fonctionnement.

• Organisation de Rte et sûreté de fonctionnement du système électrique : l’audit a pour objectif de s’assurer qu’après un an et demi de fonctionnement de la nouvelle organisation de Rte, toutes les activités à enjeu au niveau de la sûreté du système électrique, et dont la réalisation s’appuie sur une bonne coordination entre entités, ont bien fait l’objet d’un examen conjoint, que les dispositions nécessaires ont été prises, et qu’elles sont pilotées efficacement.

• Marges d’exploitation et leur impact sur la gestion de la fréquence : l’audit analysera les facteurs pouvant dégradrer les marges d’exploitation tant à la hausse qu’à la baisse, et donc influer sur la gestion de la fréquence par Rte.

11. En conclusion

Les résultats obtenus en 2014 témoignent d'un niveau de maîtrise satisfaisant de l'exploitation en sûreté par Rte, dans un contexte globalement favorable (météo, consommation, disponibilité de la production et des matériels réseau, …). Ils ne doivent cependant pas occulter le risque de rencontrer dans les prochaines années, des conditions moins favorables, en particulier pour ce qui concerne l’équilibre EOD des deux prochains hivers en cas de grand froid. Ces résultats sont bien entendu le fruit de travaux engagés en interne et avec nos partenaires, depuis de nombreuses années, soulignant que la sûreté du système se construit jour après jour, en s’appuyant sur des actions planifiées et soutenues dans la durée, dans un périmètre très vaste et impliquant de multiples métiers. Ce document a présenté les nombreux chantiers en cours qui préparent la sûreté de demain, tout en contribuant à l’intégration des marchés européens et à l’accroissement de la performance technique et économique du système électrique interconnecté. Outre la disponibilité et la fiabilité des outils et matériels, la sûreté de demain passe en effet par davantage de coordination européenne, davantage de flexibilité, davantage d’acteurs et donc de concurrence et d’efficacité économique, une exploitation du système plus proche des limites, avec comme corollaire, davantage de surveillance et contrôle de la part de Rte. Les principaux points d’attention mis en évidence dans ce bilan 2014, se traduisent par la nécessité de prolonger sur les prochaines années, des actions déjà engagées à divers stades. On pourra notamment retenir :


Bilan sûreté 2014

Page : 61/66


• poursuivre en 2015 l’amélioration des performances de l’outil d’étude Convergence, • continuer dans le cadre du projet SISTER /ECCT, la mise en place d’aide aux opérateurs, • consolider et adapter les outils du domaine EOD aux exigences de demain, • anticiper l’entrée en vigueur des grids codes européens, • poursuivre le dialogue et les expérimentations avec nos partenaires qui contribuent largement

à la sûreté du système (réactif des groupes, réglage du réactif à l’interface RPT/RPD, …), • poursuivre l’élargissement du panel des acteurs pour accroître l’efficacité économique et la

flexibilité dans la gestion de l’EOD court terme (effacements, SSY fréquence dissymétrique, …),

• poursuivre les travaux engagés pour consolider les mécanismes de contrôle systématique des engagements et performances des acteurs, pour s’assurer de la bonne maîtrise de la sûreté dans des configurations nouvelles et évolutives,

• évaluer l’efficacité des actions de maintenance / renouvellement entreprises pour limiter les dysfonctionnements de matériels sensibles pour la sûreté (organes de coupure, protections différentielles de barres, …),

• progresser au niveau français et européen sur la compréhension et la maîtrise des écarts de fréquence, travailler sur leur anticipation,

• progresser, au niveau français, comme au niveau européen, sur l’appréciation et la réduction des risques de déclenchement massif de production répartie.

Toutes ces actions contribueront à consolider dans la durée la sûreté d’exploitation du système, mission fondamentale de RTE, au bénéfice de tous les clients de Rte.


Bilan sûreté 2014

Page : 62/66


ANNEXE 1: Glossaire thématique

Identifiant Concept

Sûreté de fonctionnement du système électrique

La sûreté du système est définie comme l'aptitude à : - assurer le fonctionnement normal du système électrique ; - limiter le nombre des incidents et éviter les grands incidents ; - limiter les conséquences des grands incidents lorsqu'ils se produisent. La sûreté est au cœur des responsabilités confiées par la loi du 10 février 2000 à Rte, en tant que gestionnaire du réseau de transport français.

Marges d'exploitation et règles de sûreté

Les règles de sûreté prescrivent : - une marge minimale mobilisable en moins de quinze minutes supérieure à

1500 MW ; elle est dimensionnée pour permettre de compenser à tout instant la perte du plus gros groupe couplé ;

- une marge minimale à échéance plus éloignée, dont le volume requis va en croissant depuis l'échéance de quinze minutes jusqu'à une échéance de plusieurs heures.

Lorsque ces conditions ne sont pas remplies, Rte émet selon le cas un message d’alerte sur le MA ou un ordre S dit "situation critique".

Mécanisme d'Ajustement (MA)

La loi française dispose que les producteurs doivent mettre à disposition de Rte les puissances techniquement disponibles pour l'ajustement de l’équilibre offre-demande. Ceci est réalisé via le Mécanisme d'Ajustement, qui permet à Rte de mutualiser les moyens détenus par les acteurs sous forme d'un dispositif permanent et ouvert, et aux acteurs de valoriser leurs capacités d'effacement ou leurs souplesses de production. Sur la base des offres prix-volume, Rte procède aux ajustements nécessaires en interclassant les propositions en fonction de leur prix jusqu'à satisfaire son besoin. Des dispositions prévoient les cas d'insuffisance : - à échéance supérieure à 8h, Rte sollicite par un message d'alerte des offres

complémentaires ; - en deçà de 8h, un message de "mode dégradé" permet à Rte de mobiliser, au

delà d'éventuelles offres complémentaires, les offres exceptionnelles et les moyens non offerts à l'ajustement.

Réglages primaire et

secondaire de la fréquence

Le réglage primaire assure de façon automatique, suite à tout aléa affectant l’équilibre entre la production et la consommation, et par la participation solidaire de tous les partenaires de l’interconnexion synchrone, le rétablissement quasi-immédiat de l’équilibre. Des règles sont fixées par le groupe régional "Europe continentale" de l’ENTSO-E pour que cette action maintienne alors la fréquence à l’intérieur de limites définies. A sa suite, le réglage secondaire du partenaire à l'origine de la perturbation annule de façon automatique l’écart résiduel de la fréquence par rapport à la fréquence de référence, ainsi que les écarts par rapport aux programmes d’échanges entre les différentes zones de réglage.

ENTSO-E ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity), créée fin 2008, est depuis le 1er juillet 2009 l’unique association des GRT européens. ENTSO-E a vocation à renforcer la coopération des GRTs dans des domaines clefs tels que l'élaboration de codes de réseau relatifs aux aspects techniques et au


Bilan sûreté 2014

Page : 63/66


Identifiant Concept

fonctionnement du marché, la coordination de l'exploitation et du développement du réseau européen de transport, les activités de recherche. Selon ses statuts, les décisions principales de l’association sont prises par l’Assemblée générale. Un "Board" exécutif est en charge du pilotage général et de la préparation des orientations stratégiques. Le travail opérationnel est assuré par quatre comités principaux et leurs sous-structures, le Comité Marchés (MC), le Comité Développement du Système (SDC), le Comité Exploitation du Système (SOC), le Comité Recherche et Développement (RDC), complétés par un groupe d’analyse juridique. Pour assurer la coordination technique des GRTs interconnectés en synchrone en Europe continentale et l’évaluation des engagements relatifs à la sûreté, définis dans 8 "policies" et convenus dans le cadre du Multi Lateral Agreement signés par les membres de l’ancienne association UCTE, le SOC a créé un sous-groupe régional ad-hoc, le Regional Group Continental Europe (RGCE). Consulter : www.entsoe.eu

Systèmes de Télécom-munication de Sécurité

Ce réseau de sécurité est constitué sur la base d’une infrastructure de télécommunications dédiée, pour l'essentiel détenu et exploité par Rte, permettant l’acheminement de l’ensemble des informations (voix, données) nécessaires à la téléconduite. Ces systèmes assurent les fonctions suivantes : - la transmission ("niveau bas") des données de téléconduite de tous les Postes

Asservis (PA) -et d’un nombre limité de conversations téléphoniques entre postes de grand transport- et Groupements de Postes ;

- la transmission ("niveau haut") des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre Groupement de Postes et dispatching ;

- la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centrales de production et dispatching ;

- la transmission des données de téléconduite et des conversations téléphoniques entre centres de conduite du réseau de distribution et dispatching.

Evénements Système Significatifs (ESS)

La détection des événements porteurs d'enseignements pour la sûreté du système électrique est assurée sur la base de critères préétablis, regroupés dans une "Grille de classification des Evénements Système Significatifs". La grille permet de positionner les événements à leur juste niveau d'importance vis-à-vis de la sûreté en les situant sur une échelle de gravité comprenant sept niveaux. Un niveau 0 est affecté aux événements à enjeux plus faibles pour la sûreté mais qu'il convient de mémoriser ; les niveaux A à F correspondent à des incidents de gravité croissante allant jusqu'à un éventuel incident généralisé au niveau national. La méthodologie de classement repose sur l'appréciation combinée de la gravité selon deux types d'entrée : - une entrée enregistre l'occurrence d'événements élémentaires concrets affectant

une fonction d'exploitation dans un certain nombre de domaines (réseau de transport, production, exploitation du système, moyens de conduite, distribution) ;

- une entrée marque le niveau de dégradation du fonctionnement du système.


Bilan sûreté 2014

Page : 64/66


Identifiant Concept

Contrôle de performance des installations de

production

Compte tenu de la criticité des services rendus par les installations de production, lorsqu'elles sont raccordées au RPT, celles-ci peuvent être soumises à un contrôle de performances. Ce contrôle, exercé avec le souci de ne pas engendrer des surcroîts de travail importants ni des dépenses trop élevées tant pour les utilisateurs que pour Rte, a pour but de préserver les conditions d'exploitation du RPT au service de tous, et la sûreté du système. Le principe visé est que les performances soient contrôlées au point de livraison de l'installation, dès lors qu'un tel contrôle suffit pour pouvoir s'assurer du respect des performances. Le contrôle permet de vérifier le comportement des groupes de production vis-à-vis des réglages primaire et secondaire fréquence – puissance (gain statique dit statisme, réserves programmées, temps de réponse...), ainsi que vis-à-vis des réglages primaire et secondaire de tension (mise à disposition du domaine contractuel dans le diagramme U/Q, dynamique de réponse).

Organisation de crise Le dispositif ORTEC (Organisation Rte de Crise) a été mis en place suite aux tempêtes de fin décembre 1999. Il fixe les dispositions à prendre et l'organisation à adopter, tant au niveau national que régional, lorsqu'une situation de crise grave est déclarée par Rte. Outre la mise en place des ressources humaines et compétences techniques nécessaires, il prévoit la mise en œuvre des actions de communication associées à la gestion de la crise. De façon concrète, des cellules de crise sont rapidement mobilisables dans toutes les Unités et à la Direction de Rte. En complément, des Groupes d'Intervention Prioritaires (GIP) ont été créés dans chacune des Unités régionales. Leur objectif majeur est d'assurer en moins de cinq jours le rétablissement des lignes gravement endommagées et qui revêtent une importance particulière pour la sûreté du système électrique.


Bilan sûreté 2014

Page : 65/66


ANNEXE 2: Glossaire syntaxique

ACER Agency for Cooperation of Energy Regulators ACMC Automate de Commande des Moyens de Compensation ACR Agence de Conduite Régionale ADEeF Association des Distributeurs d’Energie en France AGSOM Agreement on Grid and System Operation Management ANSSI Agence Nationale de la Sécurité des Services Informatiques APGP Amélioration de la Performance par le Geste Professionnel ASI Automatismes et Systèmes Industriels EAS ENTSO-E Awareness System EMASI Equipe Maintenance Automatismes et Systèmes Industriels ETR Estimation Temps Réel CACM Capacity Allocation and Congestion Management CASTEN Centre d’Administration et de Supervision des Télécommunications

d’Exploitation Nationale CCE Chargé de Conduite et d’Exploitation CCG Cycle Combiné Gaz CCRT Code de Conduite des Réseaux de Transport CE Centre d’Exploitation CNER Centre National d’Expertise Réseaux CNES Centre National d’Exploitation Système CGMES Common Grid Model Exchange Standard CIMPSI Centre d’Ingénierie et de Maintenance des Programmes du SI CORESO CO-oRdination of Electricity System Operators COrS’R Centre Opérationnel de Sécurité de Rte CORT Code Opérationnel du Réseau de Télécommunications CSPR Compensateur Statique de Puissance Réactive CURTE Comité des Utilisateurs du Réseau de Transport d’Electricité CWE Central Western Europe DGEC Direction Générale de l’Energie et du Climat DMO Délai de Mise en Oeuvre DTR Documentation Technique de Référence ECCT Etudes Coordonnées Court Terme ELD Entreprise Locale de Distribution ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity ELIA GRT Belge EOD Equilibre Offre Demande ESS Evénément Système Significatif GEMCC Groupe Etudes Maintenance Contrôle Commande GMR Groupe Maintenance Réseau GRD Gestionnaire de Réseau de Distribution GRT Gestionnaire de Réseau de Transport HDP Haute Densité de Production HVDC High Voltage Direct Current link ICS Incident Classification Scale IFO Indisponibilité Fortuite Ouvrage IMAP Intensité Maximale Admissible en Permanence INESS Investigation des Evénements de Sécurité Sûreté IST Intensité de Surcharge Transitoire LAD Localisation Automatique de Défaut MA Mécanisme d’Ajustement


Bilan sûreté 2014

Page : 66/66


MARTI Modèle d’Anticipation de Réglage Temps Réel Infrajournalier MLA Multi-Lateral Agreement MRS Méthode de Reprise de Service NEBEF Notification d’Echange de Blocs d’Effacement NG GRT Anglais NTC Net Transfer Capacity ORTEC Organisation de Rte en crise PEXI Pupitre d’Exploitation Informatisé PLC2 Pilotage Liaison à Courant Continu PSEM Poste Sous Enveloppe Métallique REE GRT Espagnol RET Réseau Etendu de Télécommunications RGCE Regional Group for Continental Europe RIADES Réinternalisation des Infrastructures d’Accès Distants et Externes Sécurisés ROSE Réseau Optique de SEcurité RMS Réseau Multi-Services RSFP Réglage Fréquence Puissance RST Réglage Secondaire de Tension RPD Réseau Public de Distribution RPT Réseau Public de Transport RSCI Regional Security Cooperation Initiative SACIS Sauvegarde Alerte Conduite Information de Sûreté SAS Système d’Alerte et Sauvegarde SDIS Service Départemental d’Incendie et de Secours SIDRE Support Inter-Dipatchings Régionaux SIRTEC Outil d’aide au pilotage des situations de crise sur les infrastructures SISTER Synthèse d’Information et STockage de données pour l’Exploitation du

système électRique SNC Système National de Conduite SPD System Protection and Dynamics SRC Système Régional de Conduite SRJ Situations de Réseau Journalières SSC Security Service Center SSY Services Système STATNETT GRT Norvégien STS Système de Téléphonie de Sécurité SWISSGRID GRT Suisse S3REnR Schéma Régional de Raccordement au Réseau des Energies Renouvelables TCD Téléconduite TCE Temps de Coupure Equivalent TCM Telecommunication TCT Transformateur Condensateur de Tension TENNET-NL GRT des Pays-Bas TERNA GRT Italien TP Transformateur Principal TSC TSO Security Cooperation TSO Transmission System Operator TURPE Tarif Utilisation Réseau Public d’Electricité TYNDP Ten Year Network Development Plan

Documents

Bilan Sûreté 2014