http://www.ukerc.ac.uk/news/what-happened-electricity-system-fri-aug-9-2019.html
Équilibrer le système
Un système d’alimentation en courant alternatif doit fonctionner dans une certaine bande de fréquence, dans notre cas proche de 50 Hz. Cela nécessite que, à chaque instant, la génération de pouvoir et la demande qui en découle soient adaptées. S’ils ne le sont pas, la fréquence du système diminue (lorsqu’il n’y a pas assez de génération) ou augmente (lorsqu’il y en a trop). Il est prévu que les acteurs du marché programment leur propre génération pour s’allumer au cours de la journée afin de répondre à l’évolution de la demande. Cependant, la fonction ESO (Electricity System Operator) de National Grid génère une génération supplémentaire ou la réduit pour obtenir le bon équilibre. L’ESO achète également des services «dynamiques»: des commandes automatiques sur les générateurs, dans lesquels la fréquence du système est surveillée et les sorties de puissance ajustées pour ajuster la balance. Ceci est connu sous le nom de «réponse en fréquence».Certaines installations de stockage d’énergie fournissent également une réponse en fréquence et, de plus en plus, les grands utilisateurs d’électricité peuvent adapter leur demande pour contribuer à l’équilibre global.
Vendredi 9 août
La règle générale de base utilisée par de nombreux opérateurs système dans le monde entier est non seulement de s’assurer que tout sur le système est dans des limites acceptables, mais également que cela sera vrai même après un événement imprévu, tel qu’un défaut de court-circuit sur une branche. du réseau. Ils ont donc une réponse en fréquence suffisante pour couvrir la perte soudaine de la plus grande importation de générateurs ou d’interconnecteurs. Malheureusement, vendredi après-midi, peu après 16h52, deux sources d’électricité ont été perdues à moins d’une minute de distance: 790 MW du parc éolien offshore Hornsea 1 et 660 MW de la centrale à gaz de Little Barford, cette dernière ce que son propriétaire, RWE, a qualifié de « faute technique « . La perte totale combinée de 1 430 MW était nettement supérieure à ce qui semble avoir été le plus grand risque de perte d’alimentation unique à l’époque.
Un tracé de fréquence auquel nous avons accès à Strathclyde montre que la baisse de la fréquence du système a été arrêtée par la combinaison des réponses sur le système mais est tombée en dessous de 49,2 Hz (Figure 1). Cependant, la trace montre également une seconde baisse de fréquence environ une minute après la première. Une grande partie de la capacité de réponse en fréquence programmée étant épuisée et non encore remplacée, la fréquence du système est ensuite tombée à moins de 48,8 Hz, point auquel la première étape de la «déconnexion à la demande en fréquence» (LFDD) a fonctionné.
Le déclenchement d’un mécanisme de défense
La LFDD (connue dans d’autres pays sous le nom de «délestage sous la fréquence») est une «mesure de défense» automatique installée sur les réseaux de distribution et conçue pour préserver le système d’un effondrement complet. Cela se fait en rétablissant l’équilibre entre la production et la demande en ouvrant des disjoncteurs sur des portions du réseau de distribution afin de déconnecter la demande. Il fonctionne en 9 tranches successives, chacune déclenchée si la fréquence du système continue de baisser.
La première tranche de LFDD, la seule qui ait été déclenchée vendredi, est destinée 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.Ceci, à son tour, a provoqué des interruptions dans les services de train. Même si la fréquence du système a été restaurée à environ 50 Hz dans les 10 minutes suivant les pertes de production initiales (en partie à cause de la déconnexion de la demande), National Grid a déclaré qu ‘«à 18 h 30, toute la demande a été restaurée par les gestionnaires de réseau de distribution », restauration des services ferroviaires a apparemment pris beaucoup plus de temps.
Quelques questions
Étant donné que la fréquence du système était en baisse, on pourrait dire que LFDD a réussi à sauver le système d’un effondrement complet, bien qu’au détriment d’une demande déconnectée. Cependant, il me semble que certaines questions particulières pourraient maintenant être posées:
- Qu’est-ce qui a causé les pertes d’électricité de Hornsea et de Little Barford? S’agissait-il d’événements aléatoires indépendants ou existait-il un lien entre eux?
- Pourquoi la fréquence du système a-t-elle diminué autant que lors de la perte initiale?
- Aurait-il été possible pour les opérateurs de réseau de distribution (DNO) d’avoir implémenté le LFDD de manière à éviter la déconnexion des fournitures Network Rail?
- Quel est le niveau de résistance aux pertes d’alimentation des installations de Network Rail?
La foudre est l’une des causes les plus courantes de défaillance du réseau électrique. Nous savons qu’il ya eu une importante activité de foudre dans l’est de l’Angleterre vendredi soir. On peut se demander si cela aurait pu influencer ce qui s’est passé dans le système électrique.
Une autre chose que l’office de réglementation de l’électricité, Ofgem, voudra probablement explorer est la qualité des informations fournies par les différentes parties, en particulier ce que l’ESO a dit aux opérateurs de télécommunication, ce qu’ils comprenaient et ce qu’ils disaient à leurs clients, notamment Network. Rail. Il y a aussi la question de ce que Network Rail a dit aux opérateurs de train et de ce que les opérateurs de train ont dit aux passagers. Il me semble qu’un élément clé de ce que les différentes parties auraient pu et auraient dû savoir était lorsqu’elles pouvaient s’attendre à ce que l’approvisionnement en électricité soit rétabli.
Certains politiciens et syndicalistes ont suggéré que cet incident était le signe d’un manque d’investissement dans le système électrique.Cependant, rien n’indique que cet événement résulte d’un manque d’infrastructures majeures telles que des lignes de transmission ou des capacités de production.
De plus, rien n’indique que l’événement ait quelque chose à voir avec les caractéristiques du vent en tant que source d’énergie électrique. La réduction de puissance de Hornsea a été beaucoup plus rapide que prévu en raison de modifications de la vitesse du vent. Ørsted, le propriétaire de Hornsea, a déclaré samedi que les « systèmes automatiques » avaient « considérablement réduit la puissance ». Un autre rapport a indiqué qu’Ørsted avait confirmé l’existence de problèmes et qu’ils « enquêtaient sur la cause, en étroite collaboration avec le gestionnaire du système de réseau national « . suggère quelque chose de particulier à Hornsea 1 plutôt que lié au vent en général: il est possible que le fait que Hornsea 1 exporte de l’électricité sur le système ne soit pas nécessairement significatif, mais qu’une partie de celle-ci est encore en construction.
Inertie
Certains rapports ont suggéré qu’au moment de l’incident, l’inertie du système était trop faible ou que l’ESO n’avait pas mis en place une «capacité flexible» suffisante telle que la réponse en fréquence.
L’inertie d’un système électrique fait référence à l’énergie cinétique emmagasinée dans les masses en rotation d’une centrale génératrice qui, par des interactions électromagnétiques au sein du type de générateur utilisé dans les grandes centrales thermiques, est automatiquement sollicitée en cas de déséquilibre entre génération et demande. Il aide à ralentir une baisse de la fréquence du système et est devenu un sujet de débat car le type d’équipement utilisé dans les parcs éoliens, les interconnexions HVDC et les réseaux de panneaux solaires ne le fournit pas naturellement.
L’ESO est tenu d’exploiter le système de transport d’électricité britannique conformément à la norme SQSS (Security and Quality of Supply) . Ceci établit la règle de base selon laquelle tout devrait toujours être correct même après un événement de panne significatif. Cela inclut l’exigence que la fréquence du système reste dans la plage des fréquences comprises entre 50,5 et 49,5 Hz. Toutefois, en cas de perte d’alimentation particulièrement importante, la sortie peut rester en dehors de cette fréquence, mais pas plus d’une minute. Contrairement à certains rapports, 49,5 Hz n’est pas « dangereusement bas » et les excursions en dessous de celle-ci sont extrêmement rares . La limite inférieure pratique pour la fréquence du système, telle que définie dans le code de grille, est de 47,5 Hz. Comme indiqué ci-dessus, le LFDD commence à fonctionner à 48,8 Hz.
Dans leur évaluation de la conformité aux normes d’approvisionnement, les gestionnaires de réseau devraient prendre en compte tout impact d’une perturbation du système de transport sur la production connectée au réseau de distribution. Pour ce faire, il doit collaborer avec les opérateurs de réseau.
Si l’inertie ou le volume de réponse sont si faibles que la perte d’alimentation la plus importante entraînerait un dépassement des limites de fréquence définies, l’ESO est obligé soit d’obtenir davantage de réponses, soit de générer une nouvelle distribution via le mécanisme d’équilibrage. Cette dernière action peut soit réduire l’ampleur de la perte la plus importante, soit garantir une inertie accrue du système. Si Ofgem ouvre une enquête sur l’incident, il se peut qu’il veuille 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 quantité croissante d’énergies renouvelables sur le système et une augmentation des importations en provenance du reste de l’Europe, consiste à déterminer si les arrangements de marché en vigueur pour l’achat de réponse en fréquence sont tout à fait appropriés pour le futur système. On se demande si, avec des définitions de produits différentes, une réponse suffisante pourrait être achetée à un prix plus avantageux que ce ne serait autrement le cas.
Le 12 août, Ofgem a demandé à l’ESO un rapport intermédiaire urgent sur l’incident du 9 août avant le 16 août et un rapport technique final détaillé avant le 9 septembre.
La plus grande image
L’incident du 9 août met sans doute en évidence une série de problèmes plus vastes. On pourrait soutenir, par exemple, que l’ESO devrait disposer de réserves de réponse en fréquence suffisantes pour faire face à deux pertes de production importantes plutôt qu’à une seule. En d’autres termes, il devrait s’agir d’un événement appelé «N-2» plutôt que simplement, comme il est courant dans le monde entier, «N-1».
Cependant, les pertes de production presque coïncidentes sont très rares, avec seulement deux exemples – vendredi et un du 27 mai 2008 – dont je me souviens en Grande-Bretagne au cours des 25 dernières années, et la réponse en fréquence et la réserve sont déjà assez coûteuses: ensemble, Les «réserves» ont coûté plus de 270 millions de livres sterling en 2018-2019.
Pour déterminer si des procédures doivent être modifiées, il est possible de comparer les coûts supplémentaires liés à la réduction des pertes d’alimentation «N-2» à ceux de mesures permettant de réduire de manière significative l’impact des déconnexions de la demande dans les rares cas où elles se produisent.
Au niveau mondial des perturbations du système électrique, par exemple à Jakarta et à Java occidental le 4 août et en Argentine en juin, lorsque pratiquement tout le pays était devenu noir, l’événement de la semaine dernière en Grande-Bretagne était relativement modeste. Cependant, cela perturbait encore beaucoup de monde – en grande partie, semble-t-il, en raison de son impact sur les chemins de fer. Par exemple, on a signalé des défaillances de l’alimentation électrique de certains trains et des opérateurs peinant à les redémarrer .Entre-temps, ils auraient gêné les autres trains. Enfin, à la suite de toutes les perturbations, de nombreux trains se sont trouvés à des « mauvais endroits » par rapport à l’horaire normal.
Le pire des cas de perturbation pour un exploitant de réseau électrique est que tout le système tombe en panne. La reprise est alors extrêmement difficile, non seulement pour les utilisateurs d’électricité, tels que les compagnies de chemin de fer, mais également pour les gestionnaires de réseau. L’événement de vendredi est peut-être un rappel que même si nous n’avons jamais subi une panne totale du système en Grande-Bretagne et que de nombreuses procédures de conception et d’exploitation de notre système ont résisté à l’épreuve du temps, les plans de restauration doivent être revus régulièrement.
La nature du système continue d’évoluer avec, à juste titre compte tenu de nos engagements en matière de réduction des émissions, l’utilisation de sources d’énergie à faibles émissions de carbone. Cela signifie que les procédures d’exploitation normales ainsi que les codes et les normes qui régissent le système doivent également être surveillés, en particulier à la lumière de notre dépendance croissante à l’égard de l’électricité.
Cette dépendance croissante à l’électricité soulève peut-être les plus grandes questions de société. Il est impossible de garantir une alimentation 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, est-ce que nous – individus, institutions et fournisseurs de services – savons comment faire face à une panne?
Idées reçues sur l'énergie 