Thread by @buchebuche561

🇪🇸 - Espagne :

Après quelques discussions avec l'ami @Thomas_Auriel au sujet du #blackout 🇪🇸, il a décidé de faire un résumé du rapport récemment publié.

Avec son accord, en voici la traduction en 🇫🇷.

Je vous invite évidement à le lire entièrement, c'est édifiant.

Il suffit pour cela d'introduire un déphasage entre le courant et la tension lors de la consommation ou de la fourniture d'énergie au réseau.

Le réseau européen n'est pas un bloc monolithique.

Tous les éléments doivent fournir et recevoir une onde électrique de 50 Hz.

Cependant, en raison de divers effets, la fréquence n'est jamais exactement de 50 Hz.

L'une des causes est l'oscillation du réseau.

Ce phénomène se manifeste par des changements cycliques de fréquence au fil du temps et est causé par les « modes naturels » du système.

Explications avec une analogie musicale :

Lorsqu'une corde de guitare est mise en vibration, la corde (et l'instrument) vibre toujours de la même manière.

Cette vibration est appelée onde stationnaire et peut être décomposée en une somme de modes.

en.wikipedia.org/wiki/String_vi…

Le mode fondamental d'une corde de guitare peut être décrit comme suit : les extrémités restent fixes et le milieu de la corde vibre de manière significative. La longueur de la corde définit la fréquence du son.

En modifiant sa longueur, on modifie les fréquences des modes. Une note musicale est définie par la combinaison de ces modes à des fréquences spécifiques.

scirp.org/journal/Papera…

Si vous modifiez la géométrie de la corde et de l'instrument (par exemple en remplaçant la guitare par un violon), les modes changent et la note sonne différemment, même si la fréquence reste identique.

link.springer.com/article/10.100…

Le même principe s'applique au réseau européen. L'ensemble du réseau vibre à 50 Hz, ce qui constitue son mode fondamental.

Cependant, d'autres modes peuvent également apparaître.

Parmi les modes les plus connus et les plus étudiés, citons :

▶️Le mode 0,3Hz Oscillation nord-sud qui se produit lorsque la grille italienne et la grille danoise entrent en résonance.

▶️Le mode 0,15Hz Oscillation est-ouest qui se produit lorsque la péninsule ibérique entre en résonance avec la Turquie et l'Ukraine.

▶️ Le mode 0,2Hz Oscillation Est Centre Ouest, où l'🇪🇸 et le 🇵🇹 commencent à entrer en résonance avec le bloc central composé de l'🇩🇪, du 🇩🇰, de la 🇵🇱, de la 🇨🇭et de l'🇺🇦.

En réponse, ce bloc central vibre également contre le bloc Balkans-Turquie.

Les oscillations locales existent aussi. Nous pouvons citer par exemple :

▶️ Oscillation de 0,18Hz, de Séville avec une centrale nucléaire en France

▶️ Oscillation de 0,8Hz spécifique à la grille ibérique.

Maintenant que nous avons abordé ces aspects techniques, nous pouvons décrire les problèmes liés au réseau 🇪🇸.

Le réseau 🇪🇸 contrôle la tension (et donc la puissance réactive) par plusieurs méthodes :

▶️ Contrôle dynamique de la tension : Les centrales ⚡ du réseau ajustent dynamiquement leur facteur de puissance. Elles contrôlent la tension à un point de livraison du réseau et ajustent le facteur de puissance en fonction de la tension.

Si la tension est trop basse, le facteur de puissance est réduit et une plus grande quantité de puissance réactive est injectée dans le réseau.

▶️ Production statique : Certains équipements ne suivent pas la tension mais peuvent tout de même être utilisés pour le contrôle de la tension.

Leur facteur de puissance est fixe et ils fournissent un rapport constant de puissance active et réactive. Dans certains cas, le facteur de puissance peut être modifié sur commande.

D'autres méthodes existent :

▶️ Condensateurs synchrones : Il s'agit de volants d'inertie qui peuvent déphaser la tension et le courant. Leurs réglages peuvent être ajustés pour contrôler la quantité de puissance réactive générée ou consommée.

▶️ Générateurs de moteurs : Les générateurs à moteur peuvent être utilisés de la même manière. Au lieu d'utiliser l'énergie du réseau, un moteur thermique génère l'énergie.

▶️ Facteur de puissance du consommateur : Les consommateurs, en particulier les électro-intensifs, peuvent fournir un service en consommant ou en générant de la puissance réactive.

Alors que les consommateurs simples n'utilisent pas beaucoup de puissance réactive, les grandes industries peuvent avoir besoin d'alimenter de gros moteurs ou des dispositifs similaires.

Ces trois éléments existent dans le réseau 🇪🇸 mais n'ont pas été impliqués dans la panne du 28 avril.

Vous pouvez trouver plus d'informations sur la page wikipedia :

en.wikipedia.org/wiki/Voltage_c…

Le 28 avril, le temps en 🇪🇸 était favorable, ensoleillé et ni trop froid ni trop chaud. La charge du réseau 🇪🇸 ce jour-là n'était pas élevée. On s'attendait à ce que la production solaire soit importante et que les prix du marché soient bas.

Les centrales thermiques étaient disponibles en nombre suffisant selon les estimations de RED (le GRT 🇪🇸).

Ces centrales ont reçu l'instruction de suivre l'évolution de la tension et d'ajuster la puissance réactive en conséquence. Elles ont été réparties dans tout le pays.

Jusqu'à 06h00, aucun problème significatif n'a été constaté sur le réseau, qui se comportait correctement

Après 06h00 quelques variations sont apparues sur l'interconnexion avec la 🇫🇷

L'exportation est passée de 2590 MW à 1600 MW en raison d'une demande plus élevée que prévu

Ce changement a entraîné quelques variations de fréquence, mais rien de dramatique

Il est important de noter que tous les opérateurs ne réagissent pas immédiatement ou en même temps

Les variations de tension et de fréquence sont restées dans les limites opérationnelles

Plusieurs oscillations de fréquence ont été observées :

▶️ A 10h32, une oscillation de 0,2 Hz de la fréquence a provoqué une oscillation de tension de 4 kV sur le réseau.

▶️ A 11h03, l'oscillation de 0,2 Hz s'est reproduite, provoquant une oscillation de tension de 7 kV (> 400 kV). Il a fallu 6 minutes pour l'atténuer.

▶️ À 11h23, cette oscillation de 0,2 Hz a de nouveau été observée. L'oscillation de la tension était similaire et, cette fois, il a fallu 2 minutes pour l'amortir.

Pour atténuer ces oscillations, le GRT a choisi de connecter davantage de lignes au réseau. Ce faisant, le mode de vibration du réseau a changé.

Un mode de vibration dépend de la géométrie du réseau et des équipements connectés.

En connectant de nouvelles lignes, le mode a été modifié et son énergie a été dissipée. Cette stratégie est courante et a fonctionné efficacement dans ce cas.

L'oscillation de 0,2 Hz est un phénomène connu et correspond à certains modes de vibration du réseau européen.

A 12h03, une nouvelle oscillation est apparue. Cette fois, il s'agissait d'une oscillation de 0,6 Hz avec une amplitude de 70 mHz.

Cette nouvelle oscillation a été observée du 🇵🇹 à l'🇩🇪.

Elle a provoqué des variations de tension dans le réseau 🇪🇸 allant jusqu'à 32,7 kV sur 400 kV.

Cette oscillation a également été surveillée sur l'interconnexion 🇫🇷-🇪🇸.

A ce moment, l'oscillation de 0,2 Hz est réapparue, mais l'effet d'amortissement du réseau a été moins efficace.

Le fait que l'oscillation de 0,6 Hz se soit propagée jusqu'en 🇩🇪 indique clairement qu'il s'agit d'un mode du réseau.

Cependant, l'oscillation était plus prononcée dans la péninsule ibérique, plus précisément entre Porto et Malaga.

Toutes les centrales photovoltaïques avaient une production stable, sauf une. Sa production oscillait à la même fréquence avec une amplitude de 70 % de sa production initiale.

Il s'agit d'un comportement anormal, car la technologie photovoltaïque en 🇪🇸 est conçue pour produire de l'énergie avec un facteur de puissance fixe. Il n'est pas exclu que cette installation soit à l'origine de l'oscillation.

En entrant en résonance avec le mode réseau, l'oscillation n'a pas été absorbée et a pu se propager, entraînant un impact plus important.

A ce moment, comme le comportement de la centrale #photovoltaïque (PV) n'était pas connu de RED, le gestionnaire du réseau de transport (GRT) a appliqué un protocole préalablement défini avec la 🇫🇷.

L'interconnexion a été réglée pour exporter 1500 MW vers la 🇫🇷. En outre, le mode d'interconnexion est passé d'un mode CA (appelé Pmode 3) à un mode CC (appelé Pmode 1).

Ce changement a été rendu possible par l'utilisation d'onduleurs.

Cette interconnexion est une interconnexion à courant continu. Mais, grâce à ce mode, elle peut simuler une ligne à courant alternatif (bidirectionnelle puissance et les oscillations) ou une ligne à courant continu. La puissance est collectée d'un côté et injectée de l'autre.

Les oscillations ne peuvent pas la traverser. De plus, la puissance collectée est définie par une commande et n'est pas automatique, comme elle le serait pour une ligne à courant alternatif.

Il existe plusieurs interconnexions entre la France et l'Espagne.

L'interconnexion concernée par ce changement est celle située à l'est, surlignée en rose.

Les autres interconnexions sont des interconnexions en courant alternatif.

Le TSO (RED) a également décidé de connecter des lignes supplémentaires pour modifier la topologie du réseau et atténuer les vibrations.

L'oscillation est atténuée avec succès à 12:07.

Une ligne électrique spécifique (400 kV Cedillo-Falagueira) est connue pour créer des oscillations indésirables.

Afin de réduire la puissance transitant par cette ligne, le RED a demandé au REN (le TSO du 🇵🇹) de réduire les exportations vers le 🇵🇹 de 2,5GW à 2GW

Le REN a accepté et a planifié la réduction pour 13h00.

À 12h16, l'oscillation de 0,6 Hz est réapparue et la même installation #photovoltaïque a présenté la même oscillation de puissance réactive.

À 12h19, une nouvelle oscillation de grille de 0,2 Hz est apparue. Cette fois, l'amplitude de l'oscillation a atteint localement jusqu'à 200 mHz et a duré jusqu'à 12h21:30. Cela a provoqué des oscillations de tension allant jusqu'à 23 kV (> 400 kV) sur le réseau.

En réponse, RED a décidé d'augmenter le maillage du réseau en connectant des lignes supplémentaires.

Elle a également choisi d'exécuter la réduction de l'exportation vers le 🇵🇹 plus tôt, à 12h30.

A 12h05 et 12h20, les variations de fréquence ont induit des fluctuations de tension sur le réseau RED 400 kV. Ces fluctuations sont toutefois restées dans les limites opérationnelles.

À la fin de cette phase, 10 lignes ont été ajoutées au réseau électrique.

Les exportations vers la 🇫🇷 et le 🇵🇹 ont été réduites. L'🇪🇸 exporte 1500 MW vers la 🇫🇷 avec une ligne à courant continu et 2500 MW vers le 🇵🇹.

Il est prévu de réduire lentement l'exportation vers la 🇫🇷 à 1000 MW et plus rapidement l'exportation vers le 🇵🇹 à 2000 MW

L'ajout des lignes dans un contexte de faible demande génère plus de puissance réactive sur le réseau. En effet, les condensateurs et les inductances génèrent une puissance réactive opposée.

Un équilibre peut être trouvé en équilibrant ces composants. Cependant, l'inductance génère de la puissance réactive si le courant la traverse. Pour les condensateurs, seule la tension est nécessaire.

Ainsi, en ajoutant plus de lignes, le courant sur chaque ligne est réduit, et la puissance réactive est moins équilibrée, ce qui la rend plus sensible aux variations de la puissance réactive.

Lorsque les modifications des exportations sont appliquées, des surtensions sont observées dans toute l'🇪🇸.

Les exportations vers la 🇫🇷 ont commencé à diminuer à 12h00.

À 12h27, la ligne d'interconnexion avec le 🇫🇷 a également commencé à réduire ses échanges.

Cela s'est produit 3 minutes plus tôt en raison d'un préavis court et d'un temps limité pour synchroniser toutes les productions.

La production a été réduite pour suivre ce changement. La tension a augmenté au même moment (moins de puissance réactive consommée).

A 12h30, lors de la surtension générale, l'exportation a de nouveau augmenté avant de chuter rapidement à 12h32 sur toutes les interconnexions (à l'exception du 🇵🇹).

Les interconnexions sont sensibles à la puissance active.

Elles indiquent une déconnexion des générateurs et la perte de puissance.

L'analyse associe cette perte à 525 MW de petits producteurs.

Immédiatement après, à 12h32:57.140, un générateur qui consommait 165 MVAr de puissance réactive a été déconnecté.

Cette installation était connectée au réseau secondaire (220 kV). Cela est dû à une surtension sur cette partie du réseau.

La raison n'est pas encore connue, mais elle pourrait être due à une réaction trop lente d'un transformateur.

En restant sur la prise inappropriée plus longtemps que prévu, la surtension a été délivrée dans le réseau secondaire.

La fréquence a chuté mais a été rétablie 3 secondes plus tard.

L'exportation vers la 🇫🇷 est tombée à 0 MW.

La production synchrone (centrales thermiques) n'a pas été affectée par l'événement.

Comme moins de puissance réactive était consommée et évacuée vers l'interconnexion 🇫🇷, elle a commencé à s'accumuler dans le réseau, en particulier près de la Grenade (Sud), et la tension a augmenté.

Ici, vous pouvez voir que le déphasage interne du réseau augmente. Idéalement, il devrait être nul. Cependant, en raison de la réduction du flux entre le nord et le sud, les stations se décalent.

Remarque : les heures ne sont pas correctes. Le déphasage est indiqué à 12h32.

A 12h33:16.460, une seconde déconnexion s'est produite près de Badajoz (sud-ouest). 730 MW ont été perdus et la fréquence a baissé de 55 mHz.

L'exportation avec la 🇫🇷 est devenue une importation de 895 MW.

Plusieurs petites déconnexions ont été déclenchées par cette perte dans les secondes qui ont suivi et par l'augmentation de la tension.

À 12h33:17.780, une troisième déconnexion importante (550 MW) s'est produite près de Séville (sud-ouest).

Dans les secondes qui suivent, plusieurs déconnexions se produisent à nouveau en raison de la surtension.

La fréquence (-75 mHz) a de nouveau été affectée et l'importation en provenance de 🇫🇷 a atteint 2405 MW.

Dans cette zone, la tension du réseau secondaire est passée de 220 kV à 240 kV. La fréquence n'était plus proche de 50 Hz.

La troisième phase décrit le #blackout lui-même.

Deux événements se produisent simultanément : une onde de surtension apparaît sur le réseau primaire avec des niveaux de tension très élevés et une baisse de la fréquence.

Cette phase a duré 5 secondes.

La surtension sur le réseau secondaire (220 kV) a continué à se propager. Une tension de 247,6 kV a été mesurée localement, déclenchant de nouvelles déconnexions.

Ces déconnexions ont diminué la consommation de puissance réactive, qui a été renvoyée vers le réseau primaire (400 kV). L'onde a commencé à se propager sur le réseau, avec des mesures de tension locales atteignant jusqu'à 443,8 kV.

Ces valeurs sont supérieures au seuil de sécurité et des déconnexions sont attendues. Les stations locales, qui suivent la tension en absorbant ou en générant de la puissance réactive, ont été déconnectées pour se protéger.

Une fois de plus, la puissance réactive n'a pas été compensée et l'onde a continué à se propager.

L'ensemble du réseau de transport a été touché (400 kV a vu 440 V, 220 kV a vu 240 kV, 130 kV a vu 146 kV). Au même moment (12h33:19.320), la fréquence a continué à diminuer.

A 12h33:19.620, l'interconnexion avec la 🇫🇷 a atteint sa capacité maximale.

La synchronisation avec le reste de l'🇪🇺 a été perdue.

Cette perte de synchronisation a entraîné d'importantes fluctuations de la puissance transmise, ce qui a aggravé l'événement.

On remarque que l'interconnexion en courant continu reste proche de 1GW pendant toute la durée de la phase 3.

En quelques secondes, l'onde se propagera dans toute l'🇪🇸 et la fréquence continuera à baisser.

Ce tableau montre la rapidité avec laquelle les déconnexions ont eu un impact sur le réseau.

Les déconnexions dues à la sous-fréquence se sont produites à la toute fin, 6 secondes avant la panne.

La cause est multifactorielle.

Elle a commencé par une oscillation du réseau 🇪🇺 de 0,2 Hz combinée à une oscillation interne de 0,6 Hz.

L'augmentation du maillage du réseau a amorti les oscillations mais a augmenté la puissance réactive sur le réseau.

L'augmentation de la puissance réactive - et par conséquent de la tension - a été le principal facteur à l'origine du #blackout.

Les équipements se sont déconnectés lorsqu'ils ont détecté que les limites opérationnelles avaient été atteintes.

Le contrôle dynamique de la tension par les centrales électriques était insuffisant.

Si un nombre suffisant de ces centrales avaient été en ligne, la puissance réactive aurait pu être dissipée.

Les centrales électriques renouvelables sont capables de fournir un tel contrôle si elles sont équipées du matériel adéquat, mais actuellement, les réglementations les en empêchent.

L'interconnexion en courant continu entre la France et l'Espagne a été réglée pour exporter 1000 MW. Si le mode alternatif avait été activé, il aurait pu fournir 2000 MW supplémentaires.

Toutefois, cela n'aurait pas été suffisant pour éviter le #blackout.

Source :

bsky.app/profile/thomas…

Avancée des travaux de l'ENTSO-E :

entsoe.eu/publications/b…