Angleterre : qu'est-il arrivé à notre système électrique le vendredi 9 août 2019 ?

Keith Bell
14/08/2019

Équilibrage du système
Un système d'alimentation CA doit fonctionner dans une certaine bande de fréquence, dans notre cas proche de 50 Hz. Pour cela, il faut que la production d'électricité et la demande d'électricité correspondent à chaque instant. Si ce n'est pas le cas, la fréquence du système diminue (lorsqu'il n'y a pas assez de production) ou augmente (lorsqu'il y a trop de production). Il est prévu que les participants au marché programment leur propre production de façon à ce qu'elle puisse se mettre en marche et changer pendant la journée en fonction de l'évolution de la demande. Cependant, la National Grid, l'opérateur du réseau électrique (ESO) apporte une production supplémentaire ou la réduit pour obtenir le bon équilibre général. Elle achète également des services " dynamiques " : des contrôles automatiques sur les générateurs où la fréquence du système est surveillée et les puissances de sortie sont ajustées pour ajuster la balance avec précision. C'est ce qu'on appelle la " réponse en fréquence ". Certaines installations de stockage d'énergie fournissent également une réponse en fréquence et, de plus en plus, les gros consommateurs d'électricité peuvent ajuster leur demande pour contribuer à l'équilibre global.

Vendredi 9 août
La règle générale de base utilisée par de nombreux exploitants de réseau dans le monde ne consiste pas seulement à s'assurer que tout le réseau fonctionne dans des limites acceptables, mais aussi que si survient le moindre événement non planifié, tel qu'un court-circuit sur une branche du réseau, celui-ci puisse répondre présent. Ils ont donc une réponse en fréquence suffisante pour couvrir la perte soudaine de l'importation du plus gros producteur ou de l'interconnexion. Malheureusement, vendredi après-midi, peu après 16 h 52, deux sources d'énergie ont été coupées à moins d'une minute l'une de l'autre : 790 MW du parc éolien offshore Hornsea 1 et 660 MW de la centrale à gaz de Little Barford, cette dernière en raison de ce que son propriétaire, RWE, a qualifié de " défaut technique ". La perte totale combinée de 1 430 MW était considérablement plus importante que ce qui semble avoir été le plus grand risque de perte d'alimentation unique à l'époque.

Un tracé de fréquence provenant de Strathclyde auquel nous avons accès, montre que la baisse de la fréquence du système a été stoppée par la combinaison de capacité de réponse sur le système mais est tombée en dessous de 49,2 Hz (Figure 1). Cependant, le tracé montre également une seconde baisse de fréquence environ une minute après la première. Une grande partie de la capacité de réponse en fréquence prévue ayant été épuisée et n'ayant pas encore été remplacée, la fréquence du système est ensuite tombée à moins de 48,8 Hz, ce qui a déclenchée la première phase de la "déconnexion à basse fréquence de la demande (LFDD)".

Le LFDD, connu dans d'autres pays sous le nom de " délestage sous fréquence", est une mesure de défense automatique installée sur les réseaux de distribution et destinée à sauver le système d'un effondrement total. Pour ce faire, elle rétablit l'équilibre entre la production et la demande en ouvrant des disjoncteurs sur certaines parties du réseau de distribution pour déconnecter la demande. Il fonctionne en 9 tranches successives, chacune déclenchée si la fréquence du système continue à baisser.

La première tranche du LFDD, la seule qui a été déclenchée vendredi, vise à déconnecter 5% de la demande en vertu du code d'exploitation n°6 (OC6). Cependant, vendredi, la demande déconnectée semblait inclure l'approvisionnement des installations de signalisation de Network Rail. Cette situation a entraîné à son tour des interruptions des services ferroviaires. Bien que la fréquence du réseau ait été rétablie à environ 50 Hz dans les 10 minutes qui ont suivi les pertes de production initiales, en partie en raison de la déconnexion de la demande, et que National Grid ait déclaré que "à 18h30, toute la demande avait été rétablie par les gestionnaires du réseau de distribution", le rétablissement du service ferroviaire a apparemment été beaucoup plus long.


Figure 1 : Fréquence du système GB avant et après la perturbation du 9 août 2019

Quelques questions
Étant donné que la fréquence du système était en baisse, on pourrait dire que le LFDD a réussi à sauver le système d'un effondrement complet, bien qu'au détriment d'une demande déconnectée. Toutefois, il me semble qu'il y a des questions particulières qui pourraient maintenant être posées :

1. Qu'est-ce qui a causé les pertes d'énergie de Hornsea et Little Barford ? Étaient-ils des événements aléatoires indépendants ou y avait-il, d'une façon ou d'une autre, un lien entre eux ? 
2. Pourquoi la fréquence du système a-t-elle baissé autant que lors de la perte initiale ?
    
3. Aurait-il été possible pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD) de mettre en œuvre le LFDD de manière à éviter de déconnecter l'approvisionnement du réseau ferroviaire ?
    
4. Quel est le niveau de résilience aux pertes d'alimentation électrique des installations de Network Rail ?

L'une des causes les plus fréquentes de pannes de réseau électrique est la foudre et nous savons qu'il y a eu une importante activité de foudre dans l'Est de l'Angleterre vendredi soir. On peut se demander si cela a pu avoir une influence sur ce qui s'est passé sur le réseau électrique.

Une autre chose que l' Ofgem, l'organisme de réglementation de l'électricité, voudra probablement examiner est la qualité de l'information fournie par les différentes parties, en particulier ce que l' OCSE a dit aux ORD, ce que les ORD ont compris et ce qu'ils ont dit à leurs clients, notamment Network Rail. Il y a aussi la question de ce que Network Rail a dit aux opérateurs ferroviaires et ce que les opérateurs ferroviaires ont dit aux passagers. Il me semble qu'un élément clé de ce que les différentes parties auraient pu et auraient dû savoir, c'est quand elles pourraient s'attendre à ce que l'approvisionnement en électricité soit rétabli.

Certains politiciens et syndicalistes ont laissé entendre que l'incident est un signe de manque d'investissement dans le système électrique. Cependant, rien n'indique que cet événement soit le résultat d'un manque d'infrastructures majeures comme les lignes de transport ou la capacité de production.

De plus, rien n'indique que l'événement ait quoi que ce soit à voir avec les caractéristiques du vent comme source d'énergie électrique. La réduction de puissance de Hornsea a été beaucoup plus rapide que prévu sans lieu apparemment avec la variation de la vitesse du vent. Le propriétaire de Hornsea, Ørsted, a déclaré samedi que les "systèmes automatiques" avaient "considérablement réduit" la puissance. Selon un autre rapport, Ørsted a confirmé que des problèmes s'étaient produits et qu'ils "enquêtent sur la cause, en étroite collaboration avec l'exploitant du réseau électrique national". Cela suggère qu'il s'agit d'un incident particulier qui s'est passé à Hornsea 1, plutôt qu'un phénomène  lié au vent en général. Bien qu' Hornsea 1 exporte de l'électricité vers le système, le fait qu'une partie de la zone industrielle soit encore en construction peut s'avérer important ou non.

 Inertie
Selon certains rapports, au moment de l'incident, l'inertie du système était trop faible ou l' OCSE n'avait pas acquis une " capacité flexible " suffisante, comme la réponse en fréquence.

L'inertie d'un système électrique fait référence à l'énergie cinétique stockée dans les masses rotatives d'une centrale qui, par le biais d'interactions électromagnétiques dans le type de générateur utilisé dans les grandes centrales thermiques, est utilisée automatiquement lorsqu'il y a un décalage entre la production totale et la demande. Elle permet de ralentir une baisse de fréquence du système. Elle est devenue un sujet de débat car le type d'équipement utilisé dans les parcs éoliens, les interconnexions CCHT et les réseaux de panneaux solaires ne la fournit pas naturellement.

L' OEN est tenu d'exploiter le réseau de transport d'électricité britannique conformément à la norme SQSS (Security and Quality of Supply Standard). Ceci établit la règle de base selon laquelle tout doit être en ordre même après un événement de défaut significatif. Il prévoit que la fréquence du système doit rester entre 50,5 et 49,5 Hz, même si, en cas de perte d'alimentation particulièrement importante, elle peut dépasser cette limite, mais pas plus d'une minute. Contrairement à certains rapports, 49,5 Hz n'est pas "dangereusement bas" et les descentes en dessous sont extrêmement rares. La limite inférieure pratique pour la fréquence du système telle que définie dans le Grid Code est de 47,5 Hz. Comme indiqué ci-dessus, le LFDD commence à fonctionner à 48,8 Hz.

Dans leur évaluation du respect des normes d'approvisionnement, les gestionnaires de réseau devraient tenir compte de toute incidence d'une perturbation du réseau de transport sur la production connectée au réseau de distribution. Pour ce faire, elle doit collaborer avec les exploitants de réseaux.

Si l'inertie ou le volume de réponse est si faible que la perte d'alimentation la plus importante entraînerait un dépassement des limites de fréquence définies, l' OEN est tenu soit d'obtenir davantage de réponses, soit de générer une nouvelle répartition via le mécanisme d'ajustement. Cette dernière mesure pourrait soit réduire l'ampleur de la perte la plus importante, soit faire en sorte que le système ait plus d'inertie. Si l' Ofgem lance une enquête sur l'incident, elle voudra peut-être savoir si l'état du système au moment de l'incident était conforme à la SQSS.

L'un des points de débat dans le secteur de l'électricité, alors que nous constatons une augmentation des quantités d'énergies renouvelables sur le réseau et des importations en provenance du reste de l'Europe, est de savoir si les dispositions du marché actuellement en place pour l'acquisition de la réponse en fréquence sont tout à fait appropriées pour le futur système. On se demande si, avec des définitions de produits différentes, une réponse suffisante pourrait être achetée à meilleur marché que ce ne serait le cas autrement.

Le 12 août, Ofgem a demandé à l' ESO un rapport intermédiaire urgent sur l'incident du 9 août pour le 16 août et un rapport technique final détaillé pour le 9 septembre.

Le tableau d'ensemble
L'incident du 9 août met sans doute en lumière un éventail de questions plus vastes. On pourrait faire valoir, par exemple, que l' OEN devrait avoir suffisamment de réserves de réponse en fréquence pour faire face à deux pertes importantes de production plutôt qu'à une seule. En d'autres termes, il devrait répondre à ce que l'on appelle un événement "N-2" plutôt qu'un simple événement "N-1", comme il est courant dans le monde entier.

Cependant, les pertes de production presque concomitantes sont très rares, avec seulement deux exemples dont je me souviens en Grande-Bretagne au cours des 25 dernières années- celui du vendredi et celui du 27 mai 2008 -, et la réponse en fréquence et la réserve sont déjà très coûteuses : ensemble, elles coûtent plus de 270 millions £ pour 2018/19.

Lorsqu'il s'agit de déterminer s'il y a lieu de modifier les procédures, les coûts supplémentaires liés à la mise en place de pertes d'alimentation "N-2" pourraient être comparés à ceux des mesures qui permettraient de réduire considérablement l'impact des déconnexions de la demande dans les rares cas où elles se produisent.

Sur l'échelle mondiale des perturbations du système électrique, par exemple à Jakarta et dans l'Ouest de Java le 4 août et en Argentine en juin, lorsque la quasi-totalité du pays a été coupée, l'événement de la semaine dernière en Grande-Bretagne était relativement faible.  Cependant, il a quand même été massivement perturbatrice pour un grand nombre de personnes - en grande partie, semble-t-il, en raison de son impact sur les chemins de fer. Par exemple, on a signalé des pannes d'alimentation électrique de certains trains et des opérateurs qui ont de la difficulté à les redémarrer. Pendant ce temps, ils auraient gêné d'autres trains. Enfin, en raison de toutes ces perturbations, de nombreux trains se seront trouvés aux " mauvais endroits " par rapport à l'horaire normal.

L'une des pires conséquences de toute perturbation pour un gestionnaire de réseau électrique est que l'ensemble du réseau tombe en panne.  La reprise est alors extrêmement difficile, non seulement pour les utilisateurs d'électricité, comme les compagnies ferroviaires, mais aussi pour les exploitants de réseaux électriques. L'événement de vendredi nous rappelle peut-être que, même si nous n'avons jamais connu une panne totale du système en Grande-Bretagne et que bon nombre de nos procédures de conception et d'exploitation du système ont résisté à l'épreuve du temps, les plans de restauration doivent être régulièrement révisés.

La nature du système continue d'évoluer avec, à juste titre compte tenu de nos engagements de réduction des émissions, l'utilisation de sources d'énergie à faible intensité carbonique.  Cela signifie que les procédures normales d'exploitation et les codes et normes qui régissent le système doivent également faire l'objet d'un examen régulier, surtout à la lumière de notre dépendance croissante à l'électricité.

Cette dépendance croissante à l'électricité soulève peut-être les plus grandes questions de société. Il est impossible de garantir un approvisionnement en électricité parfaitement fiable. Selon les normes internationales, les approvisionnements en Grande-Bretagne sont, en moyenne, très fiables. Combien sommes-nous prêts à payer pour les rendre plus fiables ? Et parce qu'ils ne seront jamais parfaits, savons-nous, nous, les particuliers, les institutions et les fournisseurs de services, comment faire face à une panne ?

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