La panne du réseau en 2003, qui a ramené une grande partie de l’est des États-Unis et du Canada à une époque de pré-électrification, est peut-être plutôt mémorable, mais ce n’était pas la première fois qu’un réseau électrique national, voire international, tombait en panne. Il est également peu probable que ce soit la dernière. En août 2023, nous célébrons le 20e anniversaire de cette panne de courant qui a laissé de nombreuses personnes sans électricité pendant trois jours, tout en coûtant la vie à des dizaines de personnes. Cela soulève la question des leçons que nous avons tirées de cet événement depuis lors.
Bien que les dommages causés aux lignes de transport et aux infrastructures associées soient une cause majeure de pannes de courant – en particulier dans les pays où le câblage aérien est la norme – les pannes les plus graves impliquent une désynchronisation à grande échelle du réseau, au point où les générateurs s’arrêtent pour se protéger. Remettre le réseau après une panne aussi complète peut prendre des heures, voire des jours, car des sections du réseau sont reconnectées après un scénario en cascade, comme celui observé avec la panne de 2003, ou la panne assez similaire de 1965 qui a touché presque la même région.
Alors que la société moderne dépend aujourd’hui davantage d’un accès constant à l’énergie électrique qu’elle ne l’était il y a vingt, et encore moins cinquante-huit ans, à quel point devrions-nous avoir peur d’une autre panne de courant, peut-être pire encore ?
Anatomie d’une panne d’électricité
En termes les plus simples, une panne de réseau (« panne de courant ») se produit lorsqu’un ou plusieurs paramètres du réseau s’aventurent en dehors des limites de fonctionnement sûres, provoquant le déclenchement des protections. Ici, il est également important de faire la distinction entre une panne de courant localisée et un événement en cascade, comme ce fut le cas en 2003. Dans le premier cas, quelque chose comme un câblage aérien peut court-circuiter en raison de la chute d’un arbre, provoquant le déclenchement des fusibles et désactivant cette partie du réseau jusqu’à ce que des réparations peuvent être effectuées. Ceci est similaire à la façon dont une boîte à fusibles dans une maison se déclenche, que ce soit en raison d’un court-circuit ou d’une surcharge.
Pour passer de ce type de désagrément à une panne totale avec défaillance en cascade, ces protections doivent échouer pour une raison quelconque, ce qui permettra aux variations de tension et de charge de se propager à travers le réseau, provoquant le déclenchement de plus en plus de lignes de transmission et de générateurs. en mode sécurité ou échouer de manière catastrophique. Dans le cas de la panne de courant au nord-est de 1965, le début de la cascade était dû à un problème lié à un relais de protection sur une ligne de transport d’électricité à la centrale hydroélectrique n° 2 Sir Adam Beck à Queenston, en Ontario.
Ce relais ayant été mal programmé, il s’est déclenché lorsque la charge externe a augmenté, ce qui a entraîné la coupure de la ligne de transmission vers l’Ontario. La surtension a surchargé les autres lignes de transmission successives, dont chacune s’est déclenchée et a aggravé la défaillance en cascade. Outre un certain nombre de centrales électriques, le réseau du Nord-Est est effectivement divisé en un certain nombre d’îles, dont seules quelques-unes sont alimentées en raison de mesures de sécurité mises en place à temps. Même si les États-Unis des années 1960 n’étaient pas aussi dépendants de l’énergie électrique qu’aujourd’hui, cela a eu un impact significatif sur la population.
Depuis lors, un certain nombre de pannes plus limitées se sont produites dans la région de la ville de New York, la panne de courant de 1977 à New York étant très notable. Cette panne a commencé par un coup de foudre sur une sous-station qui a déclenché deux disjoncteurs, des problèmes d’équipement empêchant la ligne de transport de se rétablir et entraînant le déclenchement de lignes de transport supplémentaires. La panne de courant à Manhattan en 2019 était très similaire, mais elle est restée limitée à une zone encore plus petite après qu’une explosion ait détruit une sous-station.
Rester synchronisé
Après les précédentes pannes de courant, de plus en plus petites, on pourrait avoir l’impression que le réseau nord-américain devient de plus en plus fiable, les problèmes étant rapidement localisés et empêchés de se propager. C’est ce qui a fait de la panne de courant de 2003 un événement si mémorable, car non seulement elle était comparable à celle de 1965, mais elle s’est produite à une époque où la dépendance à l’énergie électrique continue était devenue une réalité. Le rapport final du groupe de travail conjoint canado-américain créé par la suite donne un aperçu détaillé de la chaîne des événements, à partir du chapitre 3.
Comme indiqué dans le rapport, les causes de l’échec en cascade ne sont pas apparues de nulle part, mais étaient le résultat d’échecs et de faiblesses institutionnels à long terme, notamment une mauvaise préparation et planification, des problèmes avec les outils de suivi, ainsi que des problèmes de communication interne. chez FirstEnergy, la société basée dans l’Ohio qui a été la plus critiquée au cours de l’enquête. Ces déficiences ont conduit à des événements plutôt banals tels que des courts-circuits sur le feuillage des lignes aériennes de transport de 345 kV et à la mise hors tension d’une centrale électrique du réseau qui n’a pas été réglée à temps, provoquant l’effet en cascade qui a fermé une grande partie du réseau du nord-est, tout en laissant certains des parties du réseau fonctionnant mais isolées, reflétant la situation de 1965.
Certaines régions, comme au Canada autour de la centrale nucléaire de Bruce, ont subi une panne de courant, mais la centrale a pu se déconnecter du réseau et utiliser son circuit de dérivation de vapeur pour maintenir les réacteurs en marche à 60 % de leur puissance avant de tenter de se reconnecter au réseau. grille environ cinq heures plus tard. De telles mesures de sécurité ont permis à certaines zones de se rétablir plus rapidement que d’autres.
Les problèmes majeurs de la planification avant la panne de la cascade comprenaient le manque de capacité réactive disponible, ce qui était crucial à l’époque en raison de la forte demande réactive des unités de climatisation à compresseur dans la chaleur de la fin de l’été. La nécessité d’équilibrer la puissance réactive plutôt que la puissance réelle (une propriété associée aux charges résistives qui ont un facteur de puissance de 1,0) est une préoccupation majeure pour la santé du réseau, d’autant plus que la puissance réactive est également consommée dans les lignes de transport, ce qui rend les générateurs plus éloignés moins vulnérables. utiles que ceux proches de la charge.
À mesure que les lignes de transmission tombaient en panne, la puissance réactive disponible diminuait, ainsi que la tension du réseau. Il est intéressant de noter que la fréquence du réseau est restée relativement stable au cours de la période précédant la panne, la défaillance en cascade de plusieurs ensembles de lignes de transport ayant entraîné des situations de surcharge qui ont déclenché les relais de protection d’un plus grand nombre de lignes de transport et, finalement, de plus de 250 générateurs. Cela illustre à quel point le fonctionnement d’un réseau interconnecté comme celui du Nord-Est est un exercice d’équilibre délicat qui se déroule bien jusqu’à ce que quelqu’un réduise ses tolérances un peu trop étroitement, comme ce fut le cas ici.
Défis
Bien entendu, nous avons désormais appris de ces erreurs, le réseau est plus fiable que jamais et aucune panne de ce type ne se reproduira plus. Ou telle serait l’hypothèse s’il n’y avait pas eu de changements majeurs dans le fonctionnement du réseau depuis 2003. Plutôt que de se concentrer sur un nombre limité de grandes centrales électriques à proximité des centres de population avec un petit nombre de courant continu à haute tension (HVDC ) des lignes de transport pour maximiser la puissance réactive locale et la fiabilité du réseau en raison de l’absence de besoin de synchronisation de phase CA, nous constatons désormais une tendance à l’apparition de nombreux petits générateurs sous la forme d’ERV (énergie renouvelable variable) qui ne sont ni distribuables ni fournissent de puissance réactive, tout en nécessitant une augmentation massive de la capacité et de l’échelle de transmission.
Nous constatons déjà que les problèmes liés à ce type de changement surgissent : au début de l’année dernière, le Japon s’est vu plongé dans une crise électrique à la suite d’un tremblement de terre suivi d’un temps glacial intense qui a poussé le réseau jusqu’à ses limites. Durant cet hiver, la production des générateurs VRE était minime et la capacité disponible en gaz ou en charbon n’était pas suffisante pour combler la différence. Cela a conduit le gouvernement à appeler à réduire la consommation d’énergie de l’industrie et des ménages, permettant ainsi au pays de s’en sortir.
Un an auparavant, le Texas avait connu sa propre vague de temps hivernal glacial, conduisant à la crise électrique du Texas en 2021. Même si au début il y avait beaucoup de confusion quant aux causes, le coupable était finalement le manque de capacité. Cela s’explique en partie par un manque d’hivernage des équipements, entraînant l’indisponibilité d’une grande partie de la capacité de gaz, et en partie par un manque d’apport des sources d’ERV, qui ont fortement diminué au moment où elles auraient été les plus utiles :
Même si les équipements d’hivernage aideront le Texas dans une certaine mesure, la fiabilité du réseau repose en fin de compte sur un certain nombre de facteurs fondamentaux, dont l’un est de disposer d’une puissance (de réserve) distribuable suffisante, qu’il s’agisse de puissance de rotation ou de réserve réactive. L’ajout de plus de lignes de transmission à des générateurs plus éloignés (intermittents) semble aller à l’encontre de l’objectif de fiabilisation du réseau, du moins si éviter un scénario comme des pannes de courant périodiques fait partie de cet objectif de fiabilité. Le manque de générateurs fiables et distribuables est un problème majeur auquel des pays comme l’Afrique du Sud sont confrontés depuis des années, causant d’énormes dégâts économiques.
Si l’objectif est d’intégrer d’une manière ou d’une autre davantage de générateurs intermittents et de lignes de transport associées dans le réseau, cela atteindra bientôt des limites pratiques avant que la stabilité du réseau ne puisse plus être garantie. C’est le sujet de nombreuses recherches, avec Tingting Xu et al. (2021) indiquant un maximum de 25 % d’énergie solaire photovoltaïque et 60 % d’énergie éolienne VRE dans le réseau japonais. Modélisation d’un certain nombre d’architectures de grille qui supposent une forte adoption des ERV par Oliver Smith et al. (2022) dans Avancées scientifiques constate que la fiabilité du réseau est susceptible d’en souffrir, que l’on utilise des micro-réseaux ou un stockage sur batterie dans toute la maison.
Importance accrue
Étant donné que la société moderne dépend dans une large mesure de l’électricité, il est plus important que jamais d’assurer la fiabilité du réseau. Cela signifie toutes les bases, telles que la planification d’une puissance distribuable suffisante pour couvrir les besoins des jours, semaines et mois à venir, ainsi que la réalisation régulière d’exercices de maintenance et d’urgence. Une grande partie de cela relève du domaine de la North American Electric Reliability Corporation (NERC), qui supervise les six entités régionales (réseaux) en Amérique du Nord.
L’autorité de la NERC a été élargie après la panne de courant de 2003 avec l’Energy Policy Act de 2005, mais comme l’illustrent la crise électrique du Texas de 2021 et la lutte continue de la Californie contre les pannes d’électricité annuelles, cela n’arrête pas la baisse constante de la capacité de production locale distribuable. Ce changement s’accompagne de la perspective de nouvelles coupures de courant, qu’il s’agisse du type amical et annoncé à l’avance, ou du type qui a surpris le Nord-Est en 2003.
