blackout .... 2022 ????

[Bounoume]

bonjour,
voici le premier article sérieux, abordant l' aspect technique (régulation instantanée en fréquence, puis en puissance des sources d' énergie...) du réseau électrique européen et local....
cherchant à connaître le risque de blackout, je l' ai trouvé après survol d' une foule bons sentiments et de simples professions de foi dans les 2 sens........

https://www.agoravox.fr/tribune-libr...221954:Bravo1:

N' ayant aucune compétence technique en la matière, en 2022, qui pourrait ici faire le point sur ce risque?
Et, si vous confirmez , comment l' infrastructure pourrait-elle récupérer après l' accident?
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[laurent1974]

bonjour, il me semble que votre lien est en conflit avec le smiley à la fin, le lien doit je suppose s'arrêter après le chiffre. cdt

[SK69202]

Le lien date du début de 2020, mais il reste pertinent, c'est le temps doux qui nous sauvent des coupures.

Et c'est RTE qui le dit.

Niveau de vigilance sur l’approvisionnement en électricité rehaussé pour le mois de janvier, mais conditions météorologiques favorables sur le début du mois a minima

C'est en allemand mais le graphique est facile à comprendre, le risque est permanent.
La production contrôlée maximum possible est insuffisante pour garder le réseau entre 49.8 et 50.2Hz en cas de vague de froid sans vent suffisant.
Les zones grisées en dessous de 49Hz, sont les délestages progressifs du plan de défense, délestage = coupure de courant pour le pékin qui le subie

Le redémarrage complet après un BO général prendrait plusieurs jours, d'où les coupures tournantes, le politique nous met dans la merde et les ingénieurs font ce qui peuvent pour qu'on y reste pas.

Je ne suis néanmoins pas contre l'idée d'un BO général, ça remettrait les esprits sur Terre.

[XK150]

Salut ,

Texte perso , un peu ancien , ne prétendant pas tout expliquer .


CONSOMMATION ET PRODUCTION ELECTRIQUES

Dans un réseau électrique classique, comme aucun kilowatt ne peut être stocké, et comme le consommateur doit être satisfait immédiatement , c'est à la production de devoir s'adapter en permanence et en temps réel.
Tous les alternateurs du réseau européen interconnecté sont naturellement couplés par des forces électromagnétiques et de ce fait, ils tournent tous en phase, à la même vitesse angulaire électrique, les plus grosses unités forçant les plus petites à suivre (au moins jusqu'au point où ils " décrochent ").
On s'intéressera ici à l'adaptation consommation – production , par le réglage de la fréquence.
La fréquence varie en permanence selon la consommation et les aléas de production, les écarts sont mesurés en millièmes de Hz.
En oubliant le rendement qui ne change en rien le raisonnement, un alternateur est capable de produire plus d'énergie électrique que ce qu'il reçoit en énergie mécanique sur l'arbre , à la condition de prendre la quantité manquante sur l'énergie cinétique des masses tournantes.
Un alternateur 1300 MW du parc nucléaire possède à sa vitesse nominale de 1500 tr/mn, une énergie cinétique bien supérieure à celle d'un train de 1000 tonnes roulant à 200 km/h …
Dans les conditions normales, cette régulation par l'énergie cinétique de tous les alternateurs couplés, va entrainer des variations de l'ordre de 25 mHz, pouvant aller de façon plus exceptionnelle jusqu'à 45 mHz. A la vitesse de 1500 tr/min, la perte d'un tr/min, soit une nouvelle vitesse de 1499 tr/min, correspond à une dérive de 33.3 mHz.
En fait, ce qui est à craindre ce n'est pas une surconsommation soudaine inexplicable, c'est plutôt
la perte provisoire et imprévue sur panne d'une ou plusieurs unités de production. L'interconnexion européenne permet de "perdre " 2 tranches nucléaires de 1300 MW sans conséquence autre que la baisse de fréquence signalée.
Le réglage primaire de la fréquence est un automatisme, toutes les grosses unités en sont pourvues, qui va, en quelques secondes corriger le défaut en augmentant la puissance mécanique sur l'arbre.
La moitié du réglage doit être effectif en 15 s et terminé en 30 s. Attention, le réglage primaire ne ramène pas à la fréquence nominale - on verra pourquoi, il stabilise la dérive en vitesse et donc en fréquence.

Notion de puissance réglante : cette notion est associée au réglage primaire de la fréquence ; la puissance réglante du réseau interconnecté européen devrait dépasser 100 000 MW/Hz ; En fait, à cause des unités qui ne participent pas ou encore à cause du sous dimensionnement actuel des lignes d'interconnexion,
elle est plutôt de 50 à 60000 MW/Hz : cette valeur signifie que la perte de 2 unités de 1300 MW va entraîner une baisse de fréquence de (1 /60000) 2600 = environ 43 mHz.
Si la France était seule en réseau avec ses 5000 MW/Hz, la baisse de fréquence serait de :
(1/5000) 2600 = 0.5 Hz et chaque groupe restant devrait fournir environ +13% P nominale , pour bloquer la dérive, puissance impossible à obtenir , car dans les centrales françaises , ces modulations ne doivent pas dépasser 2% Pn .

Le réglage secondaire de la fréquence opère sur des durées plus longues, jusqu'à plusieurs minutes,
il a la charge de restaurer la fréquence exacte, mais aussi de corriger le bilan des zones géographiques de réglage. En clair, si un incident se produit au sud de l'Espagne, pas utile de demander à un alternateur polonais de remonter la puissance ; c'est donc une action manuelle d'un opérateur d'un centre de conduite national qui envoie un signal aux centrales choisies, parmi celles qui participent à ce réglage géographiquement proche du déficit.
Cette participation n'a pas, en pourcentage, la même valeur pour tous les sites de production, elle vaut 5% Pn dans le nucléaire, 10% dans le THF (THermique à Flamme) et peut atteindre 25% dans l'hydraulique.
Cette réserve peut atteindre 2 à 2.2 GW pour la France en hiver.
Avoir de la réserve signifie donc de ne pas fonctionner près de Pn.
A cet effet, la veille à 16 heures, en fonction des prévisions de consommation établies par les agents régulateurs centraux, toutes les unités participant aux réglages connaissent leur programme de marche prévue pour le lendemain , tenant compte des unités disponibles ou indisponibles. La part importante de l'électricité nucléaire pour la France a obligé les centrales nucléaires à travailler en "suivi de charge ", ceci rendant le pilotage plus complexe, par opposition au " fonctionnement en base ", c'est-à-dire en permanence à puissance constante, à P nominale. Par exemple, aux Etats-Unis, aucune centrale nucléaire
ne fonctionne en suivi de charge. En France , certaines unités ont un programme de charge variable avec plusieurs changements de puissance importants sur 24 heures.
Le réglage tertiaire de la fréquence entre en œuvre , si le réglage secondaire ne suffit plus. Ce n'est plus un automatisme qui agit, ce sont des producteurs en veille, à l'arrêt, qui doivent démarrer leurs unités en moins de 30 minutes et même moins de 15 minutes pour certains : il s'agit en général de turbines à gaz et de groupes hydrauliques.
En cas de situation tendue, les alternateurs décrochent du réseau à 47.5 Hz (47 Hz pour la France).
Le décrochage d'un alternateur provoque un report de charge sur les unités restantes, de nouveaux groupes se séparent du réseau. Ce mouvement de cascade est très rapide ; Il reste aux gestionnaires du réseau de se séparer volontairement et rapidement des régions en déficit par des délestages massifs pour tenter de préserver ce qui est encore à l'équilibre.

Le 12-01-1987, journée nationale grand froid, le groupe 1 de la centrale thermique de Cordemais ( Loire-Atlantique) tombe en panne à 10h55 , suivi par le groupe 2 pour des raisons techniques indépendantes , suivi de la perte du groupe 3 , conséquence de la perte des 2 premiers . A 11h42, à cause des reports et décrochages, la perte totale de puissance est de 9000MW,
Le 405 kV tombe à moins de 210 kV. Les régulateurs récupèrent 1500 MW par des délestages massifs volontaires sur la Bretagne et la région d'Angers.
L'incident aura des répercussions sur la moitié de la France.
La situation normale sera rétablie dans l'après-midi.

Fin 2015, la puissance éolienne installée est de 9100 MW et la puissance photovoltaïque 5700 MW .
Ces modes de production ne peuvent pas participer aux réglages primaire , secondaire et tertiaire de la fréquence. Au contraire , lorsque ces modes de production s'imposent au parc de production de base, ils entraînent obligatoirement une certaine fragilité dans le système, à cause de la pérennité de production non garantie, et ils nécessitent ainsi un supplément coûteux de réserves tertiaires.

Tout ceci fait se développer les techniques de " smart grid ", réseau de distribution d'électricité intelligent,
tentant d'optimiser production, distribution et consommation.

[A voir en vidéo sur Futura]

[Bounoume]

inquiétant.....

toutefois..... l' espoir fait vivre....

Tout ceci fait se développer les techniques de " smart grid ", réseau de distribution d'électricité intelligent,
tentant d'optimiser production, distribution et consommation.

[re:] voici le lien initial correct:
https://www.agoravox.fr/tribune-libr...-risque-221954

[Gwinver]

Bonsoir.

Merci pour ces explications très instructives.

Dans l'histoire du blackout partiel de 2006, je n'ai pas bien compris pourquoi le parc d'éolienne a été déconnecté : sur le site Agoravox

Vers 22 h10 la zone Ouest avait un déficit de puissance de 9.000 MWe. La fréquence sur cette zone est tombée vers 49 Hz. Ce qui a déconnecté des champs d’éoliennes

[SK69202]

Sans doute que ce sont les systèmes électroniques qui les synchronisent au réseau qui ont agi.
Le rotor d'une éolienne n'est pas synchrone en rotation avec le réseau.
Le rapport immédiat de RTE.
Le rapport de la CRE sur le BO manqué de 2006. Le lien n'est pas dangereux
Je n'ai pas relu pour chercher.

[titijoy3]

ce que je retiens de la lecture du rapport:

la capacité de production européenne correspond au double de la capacité utilisée,

c'est la mauvaise gestion d'un fournisseur Allemand qui a provoqué la panne,

c'est la France qui a le plus contribué à rétablir la situation grâce à son parc hydraulique

[SK69202]

2006, depuis un tas de centrales ont fermées, remplacées par un tas d'éoliennes. 40GW de thermique ça peut sortir 40 GW quand on le veut, 40GW d'éoliennent produisent ce qu'elles veulent, la valeur faciale de la puissance est la même, mais ce n'est pas ça qui compte...

Il y a eu d'autres fractionnements du réseau européen depuis, juste un peu moins de bordel.

[Garion]

2006, depuis un tas de centrales ont fermées, remplacées par un tas d'éoliennes. 40GW de thermique ça peut sortir 40 GW quand on le veut, 40GW d'éoliennent produisent ce qu'elles veulent, la valeur faciale de la puissance est la même, mais ce n'est pas ça qui compte...

Il y a eu d'autres fractionnements du réseau européen depuis, juste un peu moins de bordel.

Qui a dit que 40 GW thermique devait ou devrait être remplacé par 40GW d'éoliennes ? Je ne connais aucun scénario qui dit ça.

[SK69202]

Où est que je dis que 40 GW thermique devait ou devrait être remplacé par 40GW d'éoliennes ?
J'illustre juste que entre une source sûre massive et un source aléatoire massive, il y a des différences.
Si le nouveau mix électrique fonctionnait, on ne compterait pas sur la météo pour éviter les coupures.