Panne de courant

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Une panne de courant est la suspension de la distribution du courant électrique dans une région donnée. Ceci peut provenir d'un défaut dans une centrale électrique, de l'équipement de distribution endommagé (par exemple, par une tempête de neige ou de pluie verglaçante), un court-circuit ou une surcharge du système.

Le terme Blackout est également utilisé lorsque la panne concerne un grand nombre de clients.

Court-circuit d'une ligne électrique à Troy, Illinois

Grands Incidents (grandes pannes générales)

On utilise souvent dans ce cas l'anglicisme blackout.

Le Mémento de la sûreté du système électrique, publié par RTE sur son site officiel, présente les modes de dégradation de la sûreté du système électrique conduisant aux blackouts, ainsi qu'un panorama des grands incidents survenus à travers le monde^[1].

Le Bilan sûreté annuel de la sûreté du système électrique français, également disponible sur le site de RTE pour chaque année depuis 2001, comporte un chapitre présentant les grandes pannes survenues à travers le monde pendant l'année.

Panne américaine du 9 novembre 1965

La cause initiatrice de ce grand incident est la disjonction intempestive d'une ligne 230 kV acheminant l'électricité de la centrale de Niagara Falls vers l'Ontario. Suite au report de charge, il s'ensuit la mise hors tension par cascade de nombreuses autres lignes ainsi que la disjonction de groupes de production. Le réseau se sépare en plusieurs sous-réseaux, mais aucun n'est viable. La presque totalité du nord-est des États-Unis et le Sud de l'Ontario sont hors tension, plongeant dans l’obscurité 30 millions de personnes. Il faudra plus de treize heures pour reprendre la totalité du service.

Panne américaine du 13 juillet 1977

New York a été touchée par une panne d’électricité qui a déclenché des pillages et des émeutes entraînant l’arrestation de 4000 personnes. Ce grand incident est dû à un orage, dont les coups de foudre successifs sur des lignes de transport provoquent la perte de ces lignes et de groupes de production. Faute de délestage effectué suffisamment rapidement, de nouvelles disjonctions surviennent en cascade. L'ensemble de New-York est coupé, soit environ 6 GW. Il faudra une quinzaine d'heures pour réalimenter totalement New-York.

Panne française du 19 décembre 1978

Panne générale, le 19 décembre 1978, due à une cascade de disjonctions de lignes à très haute tension par reports de charge, à la suite de l'entrée en surcharge initiale d'une ligne 400 kV dans l'est de la France, lors d'une situation de fortes importations d'électricité de l'Allemagne vers la France.

Effondrement de tension dans l'ouest de la France le 12 janvier 1987

Par une journée particulièrement froide, trois groupes de production de la centrale thermique de Cordemais disjonctent en moins d'une heure pour des raisons indépendantes. Le dernier groupe de la centrale finit par décrocher également. Il s'ensuit une brusque dégradation du plan de tension régional, qui par répercussion provoque de nouveaux décrochages dans plusieurs centrales de l'ouest de la France. Grâce à l'envoi d'ordres de délestage, la tension se stabilise dans l'ouest de la France, mais à un niveau très bas proche de 300 kV, avant que l'action des dispatchers conduise au rétablissement de la situation.

Effondrement de tension au Japon le 23 juillet 1987

Ce grand incident survient lors de températures inhabituellement fortes en début d'après-midi, qui provoquent un usage massif de la climatisation par les Japonais, alors que la demande d'électricité battait déjà les records dans la matinée. Il s'ensuit une baisse de tension, puis une instabilité de tension, qui conduit à la disjonction des trois centrales électriques alimentant la région de Tokyo. Trois millions de clients sont coupés.

Verglas massif de 1998

Effet du verglas sur la distribution de l'électricité

Article détaillé : Verglas massif de 1998.

La crise du verglas de 1998 est une tempête de pluie verglaçante qui a eu lieu en janvier 1998 dans l'est du Canada, la Nouvelle-Angleterre et le nord de l'état de New York. La région la plus affecté, « Le triangle noir », se situait au Québec au sud-est de Montréal.

Elle a causé d'importants dommages au réseau électrique dans toute cette région, en plus d'endommager les arbres, ce qui a donné des pannes de courant prolongées. Un très grand nombre de pylônes électriques, de fils et de poteaux électriques sont tombés sous le point du verglas. La reconstruction permanente de certaines portions du réseau a pris deux ans, forçant Hydro-Québec à trouver des solutions temporaires pour réalimenter ses clients. Certains de ceux-ci ont été sans électricité durant un mois et demi.

Pannes de l'été 2003

Panne américaine d'août 2003 - 50 millions de clients touchés

Une immense panne d'électricité toucha gravement les états et provinces du nord-est de l'Amérique du Nord le 14 août 2003^[2].

Article détaillé : Panne de courant nord-américaine de 2003.

Pannes en Europe

• 23 août 2003 : panne à Helsinki : 500 000 personnes touchées ;
• 28 août 2003 : panne à Londres : 500 000 personnes touchées ;
• 23 septembre 2003 : panne au Danemark et dans le sud de la Suède : 5 millions de personnes touchées ;

Incident Suisse-Italie du 28 septembre 2003

• Causes :
  • Avant que la panne de courant ne frappe l’Italie et brièvement le sud de la Suisse aux premières heures du matin le 28 septembre 2003, les lignes de transit nord-sud à travers la Suisse étaient très chargées ^[3].
  • A 3h01, une importante ligne de transit entre le nord et le sud de l’Europe, la ligne du Lukmanier, disjoncte. Une charge d’environ 110% est reportée sur la ligne de transit du San Bernardino.
  • GRTN, l’exploitant du réseau aurait dû stopper des pompes, mais il ne le fit pas.
• Conséquences : 56 millions de personnes touchées.

Panne suisse du 22 juin 2005 sur le réseau ferroviaire

• Le 22 juin 2005, tout le réseau ferroviaire suisse est bloqué pendant plusieurs heures, de 18h00 au lendemain à 5h00 . Un total de 100 000 personnes ont été bloquées dans les trains, certaines pendant une heure.
  • Cause : un court-circuit s'est produit à 17h08 sur une ligne de transport des CFF entre Amsteg et Rotkreuz, ce qui a conduit au décrochement de plusieurs centrales électriques et a provoqué une réaction en chaîne, ont annoncé jeudi 23 juin les CFF.
  • L'alimentation en courant électrique du réseau a été partagé en deux secteurs, le sud étant suralimenté tandis que le nord manquait d'énergie. À 17h45, l'ensemble de l'alimentation électrique était passée hors tension et 1 500 trains étaient en panne sur le réseau.

Panne européenne de novembre 2006 - 15 millions de clients touchés

Article détaillé : Panne de courant européenne de novembre 2006.

Le 4 novembre 2006, vers 22 heures 10, une panne de grande importance a touché le réseau de l'UCTE, privant d'électricité environ 15 millions de clients européens^[4].

Chronologie conduisant à la coupure

L'origine serait la mise hors-service programmée puis différée de deux lignes 400kV, pour laisser le passage à un navire à Ems, en Allemagne. Ces coupures des deux lignes 380 kV reliant Conneforde à Diele sont intervenues à 21h38 et 21h39.

A 21:41, RWE TSO informa E.ON Netz de la valeur limite de 1 795 A sur la ligne Landesbergen-Wehrendorf (reliant E.ON Netz et RWE TSO), mais le réseau continuait à fonctionner confomément aux recommandations. Les deux entreprises ont été en communication téléphonique à 21:46, 21:50 et 21:52, et purent s'échanger des informations sur les valeurs limites de cette ligne qui n'étaient pas les même pour les deux entreprises ^[5]. Entre 22h05 et 22h07, la charge de la ligne de 380 kV Landesbergen-Wehrendorf augmenta de 100 MW dépassant la valeur limite de 1 795 A fixée par RWE TSO. RWE TSO appela E.ON Netz à 22h08 pour demander une intervention urgente. Après des estimations empiriques, E.ON Netz décida d'intervenir à Landesbergen. L'intervention se produit à 22h10. Le résultat fut contraire à celui attendu: au lieu de baisser de 80 ampères, le courant augmenta de 67 ampères. La ligne fut déconnectée par les automatismes de sécurité à la sous-station de Wehrendorf (RWE TSO) pour surcharge. Par un «effet domino» de report de charge, de nombreuses autres lignes auraient décroché, entraînant pratiquement une scission du réseau de l'UCTE en 3, suivant une ligne Nord-Sud, ainsi qu'une déconnexion du Maroc. ^[6],[7]. La séparation du réseau se produisit à 22h10m28s7 et 22h10m28s9, et la séparation entre l'Espagne et le Maroc se produisit à 22h10m32s.

Situation du réseau, lors de la coupure

Durant la minute précédent la séparation, la puissance était d'envrion 274 100 MW dont 15 000 MW éoliens (essentielement en Europe du Nord, et en Espagne). Après la séparation, les puissance se répartissaient comme suit:

• Zone ouest: 182 700 MW dont 6 500 MW éoliens
• Zone nord-est: 62 300 MW dont 8 600 MW éoliens
• Zone sud-est: 29 100 MW

Chronologie de retour à la normale

La séparation du réseau, a conduit au dépassement de seuil de 49 Hz à l'ouest, et de 51 Hz à l'Est ^[8]. Ce franchissement de seuil a conduit à l'arrêt de centrales. Le rétablissement des fréquences normales a été rétabli en 20 minutes, dans les zones en sous-fréquence. Il a été compliqué dans les zones en sur fréquence, en raison du manque de contrôle des centrales de production^[9].

Les conséquences de cette panne d’électricité ont été aggravées par le comportement d’ensemble de la production décentralisée. Dans la plupart des pays européens, ce comportement a été marqué par le caractère aléatoire des déconnexions et des reconnections des centrales éoliennes.

L'Europe de l'Ouest étant alors en déficit de production, des délestages ont été nécessaires pour éviter un écroulement total du réseau.

10% des clients ont dû être déconnectés.

En France, 6400 MW de la consommation (12%) soit 5 millions de foyers ont dû être déconnectés^[10].

L'ensemble du réseau européen a pu être resynchronisé en 38 minutes ^[11]. L'ensemble du réseau a pu être rétabli en environ une heure. L'ensemble des pays sont revenus à une situation normale en deux heures ^[12].

En France, les barrages hydro-électriques ont été mis en oeuvre afin d'augmenter la production locale de 4000 MW.

Conséquences

Suite à cette coupure, des investigations ont été menées par l'UCTE, qui ont conduit à un rapport final sur cette System Disturbance du 4 Novembre 2006. Ce rapport de 85 pages couvre notamment:

• la chronologie de l'événement,
• les flux entre chaque pays,
• le fonctionnement des différentes zones séparées,
• l'évolution des fréquences
• le système de resynchronisation,
• les causes racines,
• les facteurs critiques
• cinq recommandations.

Panne électrique en Californie en Janvier 2008 privant 615 000 foyers suite à une tempête

Les vendredi 04 et samedi 05 janvier plus de 600 000 foyers et entreprises sont privés de courant suite à une tempête cyclonique ayant entraîné de fortes pluies et d'abondantes chutes de neige en altitude en Californie du Nord selon la compagnie d'électricité Pacific Gas and Electric.

Panne électrique en Floride le 26 Février 2008

Trois millions de personnes sont touchées par une une énorme panne électrique en Floride USA suite à un problème technique dans une station secondaire vers Miami. Deux réacteurs nucléaires sont arrêtés^[13].

Mécanismes conduisant aux grands incidents

Les systèmes électriques des grands pays sont conçus, construits et exploités de telle sorte que les utilisateurs du réseau ne subissent pas, dans certaines limites, les conséquences des aléas les plus courants. Par exemple, la règle du « N-1 », en vigueur sur le réseau UCTE, prévoit que le réseau électrique doit rester viable après la perte de n’importe quelle ligne ou de n’importe quel groupe. En France, où le référentiel de la sûreté du système électrique est plus exigeant, on applique la règle dite « N-k », avec k>1: typiquement, aucun écroulement du réseau ne doit se produire, même si 2 groupes de production déclenchent.

Mais, comme on peut le voir à travers les exemples de grandes pannes précédents, il peut survenir des situations beaucoup plus complexes résultant d’incidents multiples, très proches dans le temps voire simultanés, associés parfois à des défaillances de systèmes de protection, de régulations ou d’opérateurs. Le retour d’expérience sur les grands incidents montre qu’ils sont toujours la conséquence d’une combinaison de plusieurs aléas.

En dépassant le cadre des aléas initiaux primaires (perte d'un groupe de production par exemple) et de leurs combinaisons potentielles multiples, l’analyse des grands incidents montre également que si l’on se place à un niveau plus synthétique, la genèse d’un grand incident se traduit souvent par l’un des quatre phénomènes électromécaniques suivants^{[14],[15],[16]} :

1. la cascade de surcharges de lignes de transport et leur déclenchement ;
2. l’écroulement de fréquence ;
3. l’écroulement de tension ;
4. la rupture de synchronisme entre les groupes de production.

Lorsque les grands incidents sont très complexes et se produisent sur des réseaux étendus, ces quatre phénomènes peuvent se succéder, se superposer ou s’associer ; ainsi, l’incident du 19 décembre 1978 en France a commencé avec le phénomène 1 puis s’est accéléré et étendu avec le phénomène 4 ; l’incident européen du 4 novembre 2006 a commencé avec le phénomène 1 et s’est poursuivi avec le phénomène 2.

À la fin des années 1990, certains auteurs ont évoqué un cinquième phénomène : l’apparition d’oscillations à basse fréquence entre des parties importantes d’un système électrique très étendu ; cependant, si l’utilisation d’enregistreurs très perfectionnés, tels que les WAMS^[17] (Wide Area Measurement Systems), montre que les grands systèmes électriques sont effectivement parfois sujets à occurrences d’oscillations à basse fréquence mal amorties, aucun grand incident n’est encore survenu suite à ce phénomène.

Mesures préventives

Parmi les mesures préventives mises en œuvre par les compagnies d'électricité pour éviter les pannes de courant majeures^[18], on peut citer :

• Enfouissement des lignes électriques pour diminuer la sensibilité du réseau aux perturbations atmosphériques (foudre, verglas, ..)
• Redondance des lignes électriques pour que la défaillance d'une simple ligne ne conduise pas à un évènement indésirable
• Maintien d'une réserve de puissance dans les centrales électriques
• Interconnexion avec les pays voisins pour augmenter la stabilité du réseau
• Systèmes spécifiques d'amélioration de la stabilité du réseau FACTS
• Nécessité que les exigences en matière de stabilité des installations de production décentralisée lors de la survenue de variations de la fréquence du réseau interconnecté synchrone soient plus contraignantes, c’est-à-dire n'agréer les éoliennes que si elles continuent à fonctionner quand la fréquence du réseau chute et qu'il faut absolument soutenir le réseau au lieu de se déconnecter.

Très souvent, les pannes majeures sur un réseau électrique font intervenir un déséquilibre entre la production et la consommation. Le principale moyen de se prémunir contre ce phénomène est de mettre en place des plans de délestage.

Parades^[19],[20]

La prévention des grandes pannes d’électricité, qui est l’un des objets de la sûreté de fonctionnement des systèmes électriques, est une activité complexe qui repose sur la mise en œuvre de dispositions multiples, qui doivent être adaptées à la dynamique des quatre phénomènes électromécaniques exposés dans le chapitre précédent. Ces dispositions doivent permettre de prévenir, détecter et traiter les dysfonctionnements pouvant conduire à l’apparition de l’un de ces phénomènes, et, si le phénomène se produit malgré tout, d’en contrôler l’évolution.

Une conception robuste de la prévention des grandes pannes demande de s’appuyer sur une organisation conceptuelle rigoureuse. Les dispositions de défense du système électrique français géré par RTE, dont le Club des Opérateurs de Grands Réseaux souligne qu’elles doivent être considérées comme l’une des meilleures approches au monde^[21], reposent sur la mise en œuvre de lignes de défense successives, selon l’approche dite « défense en profondeur ». Ces dispositions portent d’une part sur le domaine matériel, d’autre part sur le domaine organisationnel et humain. Les lignes de défense se rapportent à trois volets différents : la prévention et la préparation, la surveillance et l’action, et enfin les parades ultimes.

La prévention et la préparation consistent à faire en sorte que les phénomènes redoutés ne puissent pas s’amorcer, à se protéger contre les défaillances possibles des équipements par la redondance matérielle et fonctionnelle, à identifier les activités à risque et à les garantir par leur mise sous assurance qualité. Le système électrique doit également être conçu de façon à pouvoir supporter certains aléas, ce qui est nécessaire puisque on ne peut jamais empêcher totalement l’occurrence d’aléas (le retour d’expérience est là pour le montrer).

Le volet de la surveillance et de l’action regroupe les actions qui permettent de détecter les écarts des grandeurs (fréquence, tension, courants…) qui sont caractéristiques du bon fonctionnement du système électrique, et de déclencher les actions appropriées - manuelles ou automatiques - lorsque c’est nécessaire.

Le troisième volet est le registre ultime. Quelles soient les précautions prises avec les deux volets précédents, nul exploitant de réseau n’est totalement à l’abri de l’initialisation d’une grande panne. Lorsque l’on parvient à ce stade, il faut procéder à des actions exceptionnelles pour enrayer l’écroulement, quitte à devoir perdre une partie du réseau ou de la consommation, faute de quoi on risque de perdre la totalité du réseau (ainsi, le 4 novembre 2006, la totalité du réseau européen aurait pu être perdue si la chute de fréquence s’était prolongée quelques secondes de plus, et seul le délestage fréquencemétrique automatique a sauvé la situation). Ces mesures doivent être extrêmement rapides ; c’est pourquoi le recours aux actions humaines ne suffit pas, et il faut s’appuyer sur des dispositifs automatiques.

Différentes conceptions existent dans le monde quant à la conception de ces dispositifs automatiques. Elles dépendent en particulier de la structure du système électrique concerné, et des ressources qui peuvent être dégagées. En effet, la conception de dispositifs automatiques a toujours un coût, alors qu’au contraire on ne peut jamais être totalement sûr que ces dispositifs seront efficaces (au contraire, ils peuvent même être à l’origine de fonctionnements intempestifs). Il y a donc un équilibre à trouver.

Dans certains systèmes électriques, on considère qu’il est trop coûteux et trop complexe de se protéger, et il n’y a pas vraiment de mise en place de dispositifs, hormis des dispositions relativement rustiques de délestage. On admet alors que le réseau s’écroule, et on cherche à le remettre en service au plus vite.

Dans d’autres pays où la structure du réseau électrique est assez simple, on considère qu’on peut se protéger en cherchant à détecter par des études en amont (études de stabilité notamment) les combinaisons d’aléas à redouter (par exemple la perte simultanée de telle ligne et de tel groupe de production), puis l’on met en place pour chaque combinaison redoutée un automatisme capable de détecter l’occurrence et d’entreprendre une action appropriée que l’on aura identifiée (en général, il s’agit d’action sur la topologie, la production et la consommation). Dans cette approche, qui est appelée « événementielle », on met ainsi en place une série d’automates spécifiques (SPS^[22] ou Special Protection Schemes dans la terminologie anglaise). Ainsi, le Brésil recourt beaucoup à de tels équipements.

Dans les systèmes électriques plus complexes, comme le réseau nord-américain, ou comme le réseau européen qui est encore plus maillé, une telle conception ne convient pas : l’identification des combinaisons à redouter serait beaucoup trop compliquée, et demanderait un nombre considérable de SPS ; de plus, compte tenu des évolutions incessantes du contexte électrique, il faudrait sans cesse changer les fonctionnalités et l’emplacement de ces équipements ; par ailleurs, il y a toujours un risque non négligeable qu’un SPS, conçu théoriquement pour agir sur une occurrence précise, s’active de façon indésirable dans d’autres configurations non prévues. C’est pourquoi on préfère revenir à la source et mettre en place des dispositifs capables de détecter l’émergence du phénomène électromécanique redouté lui-même, et d’enclencher des actions. Ainsi, les dispositions de défense sont conçues en France de façon à savoir détecter l’écroulement de tension, ou la perte de synchronisme entre zones du réseau^[23]. Ceci n’exclut pas de compléter ces dispositions par un nombre très limité de SPS.

Mesures correctives

Références

Voir aussi

Liens internes

• Réseau électrique

Liens externes

• Recommandations du Gouvernement canadien
• site officiel de RTE, Gestionnaire du Réseau de Transport d'Électricité pour la France
• Bilan Sûreté Annuel publié par RTE
• Mémento de la sûreté mis en ligne par RTE
• Revue REE de la SEE
• IEEE PES France, site sur les activités du Chapitre IEEE français IEEE Power Engineering Society

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