La fréquence est directement tributaire des déséquilibres à un instant donné entre production et consommation.

Toutefois, le système électrique actuel bénéficie d’une certaine inertie grâce aux alternateurs des grandes centrales de production nucléaires, fossiles ou hydrauliques qui sont autant de groupes de production synchrones : lorsque la production excède la consommation, les alternateurs accélèrent et augmentent ainsi la fréquence. À l'inverse, lorsque la production est plus faible que la consommation, ils ralentissent et la fréquence diminue – un peu comme la lumière d’un vélo alimentée par une dynamo lorsque l’on attaque une montée.

Cette inertie purement physique permet de compenser automatiquement une partie des variations de fréquence mais elle ne suffit pas à assurer son maintien dans tous les cas compte tenu du très grand nombre d’aléas qui peuvent affecter la production ou la consommation et donc l’équilibre du réseau.

Pour faire face à ce risque, les GRT ont à leur disposition une des moyens complémentaires soit de production, soit dans une moindre mesure, d’effacement de consommation, qui sont mis à contribution avec différents délais d'activation :

• le réglage primaire de la fréquence qui permet de palier un déséquilibre entre production et consommation durant les premières secondes ;
• le réglage secondaire de la fréquence qui permet de ramener la fréquence à son niveau nominal et de palier aux déséquilibres durant plusieurs minutes, une fois la réserve primaire consommée ;
• le réglage tertiaire de la fréquence qui permet de reconstituer les réserves primaires et secondaires, de résorber durablement les déséquilibres et de ramener les échanges d'électricité entre pays à leurs valeurs contractuelles, ceux-ci ayant potentiellement été affectés par l'activation des réserves primaire et secondaire.

Le réglage primaire stabilise la fréquence dès les premières secondes suivant un déséquilibre

Le réglage primaire

Le réglage primaire a pour objectif de stabiliser cette dernière à sa valeur nominale, 50 Hz en Europe, dès les premières secondes qui suivent un déséquilibre entre production et consommation.

Ce réglage est automatique, c'est à dire qu'il ne nécessite aucune action du gestionnaire de réseau de transport. Il est par ailleurs décentralisé au niveau de chaque groupe de production synchrone et mutualisé à l'échelle européenne. Il consiste à augmenter ou à diminuer très rapidement la production des groupes qui le peuvent. En France, toutes les nouvelles installations et les installations existantes de plus de 40 MW, ainsi que les installations plus anciennes de plus de 120 MW, sont tenues de participer au réglage primaire de la fréquence, sauf si leur production est issue d'énergie fatale.

Le dispositif est dimensionné pour faire face à la perte des 2 plus gros groupes de production, soit 3 GW au niveau européen. La France y participe à hauteur de 540 MW, soit 18 % du total. Depuis 2017, ce réglage est réalisé via un appel d'offre hebdomadaire mené conjointement par les gestionnaires de réseau de transport français, allemands, autrichien, belge, hollandais et suisse. Ainsi des producteurs en dehors du territoire français peuvent contribuer à ce réglage primaire.

Le réglage secondaire prend le relai du réglage primaire au bout de quelques minutes

Le réglage secondaire

Le réglage primaire n'est pas toujours suffisant pour ramener la fréquence à sa valeur nominale. Au bout de quelques minutes (100 à 200 secondes en France), le réglage secondaire prend le relai. Il reconstitue les réserves des groupes participant au réglage primaire, et ramène également les échanges entre la zone à l'origine de la perturbation et les zones voisines à leur valeur contractuelle. Comme pour le réglage primaire, ce réglage est automatique. Par contre, il est centralisé à la différence du premier : des consignes calculées au sein des centres de conduite de RTE sont envoyées aux groupes de production qui y participent par zones de réglage. En France, toutes les installations de plus de 120 MW doivent participer au réglage secondaire de la fréquence, sauf si leur production est issue d'énergie fatale. La réserve secondaire n'est pas fixe : en France elle varie entre 500 et 1 180 MW selon les périodes de l'année. Elle dépend du niveau de la demande et de la rapidité des variations de cette dernière.

Le réglage tertiaire

Les réglages primaire et secondaire ne suffisent pas toujours à ramener durablement la fréquence à sa valeur nominale. Le rôle du réglage tertiaire est alors de palier les déséquilibres que n'auront pas réussi à résorber les réserves primaire et secondaire. Pour cela il est constitué de plusieurs types de réserves :

• les réserves garanties mobilisables en 15 minutes (environ 1 000 MW en France) ;
• les réserves garanties mobilisables en 30 minutes (environ 500 MW en France) ;
• les réserves non garanties mobilisables en 2 heures ;
• les réserves non garanties mobilisables en 8 heures.

Contrairement aux réglages primaires et secondaires, la mobilisation des réserves tertiaires se fait manuellement par appel depuis les centres de conduite de RTE.

Notons que le dimensionnement des réserves à 15 minutes, c'est à dire la somme des réserves secondaires et des réserves tertiaires mobilisables dans ce délai, doit permettre de faire face, à chaque instant, à la perte du plus gros groupe de production (1 600 MW en France).

De manière générale, le dimensionnement des réserves secondaires et tertiaires doit permettre de passer les pointes de consommation du matin et du soir, avec une probabilité définie de devoir faire appel à des moyens exceptionnels.

Pour aller plus loin

Article de la CRE sur les services système et le mécanisme d'ajustement

La Documentation Technique de Référence (DTR) de RTE, article 4.1 sur le réglage en fréquence/puissance

La tenue de la tension est essentielle à la sûreté des systèmes électriques. Une tension trop basse peut entraîner des surcharges des lignes électriques voire conduire à l'arrêt de certaines installations et une tension trop haute cause le vieillissement prématuré de certains équipements de réseau. Pour maintenir la tension dans ses plages contractuelles, plusieurs stratégies complémentaires sont mises en place sur les réseaux d’électricité :

• Tout d’abord, lors des études de raccordement de nouveaux producteurs ou consommateurs, les gestionnaires de réseau évaluent l’évolution de la tension sur les départs et postes concernés. Si nécessaire, ils peuvent alors prévoir des renforcements de réseau pour lever les éventuelles contraintes.
• Les postes du réseau de transport et du réseau de moyenne tension (HTA) sont équipés de changeurs de prise en charge. Ceux-ci permettent de modifier le rapport de transformation et ainsi d’ajuster la tension de sortie des postes. Cela permet de rester dans les plages contractuelles dans la plupart des situations. En basse tension, des expérimentations sont également menées pour évaluer l’intérêt de changeurs de prise en charge, toutefois pour le moment les postes HTA/BT sont seulement équipés de prises à vide. Celles-ci ne peuvent être manipulées que hors tension et apportent une flexibilité potentielle moindre que les changeurs de prise en charge.
• Enfin, le gestionnaire de réseau de transport pilote aujourd’hui le réglage de la tension (primaire, secondaire et tertiaire) afin de maintenir le plan de tension sur son périmètre.

L'objet de cet article concerne uniquement la 3ème stratégie décrite ci-dessus, les deux autres stratégies du maintien de la tension sont détaillées, pour le réseau de distribution, dans l' article sur la capacité disponible des réseaux de distribution .

Le réglage primaire de la tension consiste à modifier le réactif produit ou consommé par les groupes

Le réglage primaire

Comme le réglage primaire de la fréquence, le réglage primaire de la tension est automatique et décentralisé au niveau de chaque groupe de production y participant. Toutes les installations raccordées sur le réseau de transport ont obligation d’y participer. Il consiste pour l'essentiel à modifier le réactif produit ou consommé par les groupes. En effet, on peut montrer que, sur le réseau de transport, les variations de tension sont principalement liées au transport de réactif (c'est à dire de puissance réactive). Concrètement, un contrôle commande modifie automatiquement le courant d’excitation du rotor des alternateurs, de cette manière, le réactif produit ou consommé est régulé en fonction de la tension du réseau. De même, une consigne peut-être envoyée aux onduleurs pour les moyens de productions renouvelables variables.

LeS réglageS secondaire et tertiaire

Le réglage secondaire de la tension concerne les installations raccordées en HTB2 et HTB3 (puissance supérieure à 50 MW, ou à titre dérogatoire et exceptionnel 100 MW). Celles-ci doivent disposer d’un asservissement complémentaire à celui du réglage primaire de la tension. En effet, elles doivent pouvoir atteindre les tensions de consigne fournies par le gestionnaire de réseau de transport pour différents “points pilote” définis pour des “zones de réglage”. Il s'agit donc, comme le réglage secondaire de la fréquence, d'un réglage automatique et centralisé au niveau de zones.

Le réglage tertiaire de la tension consiste à réévaluer toutes les 15 minutes les tensions de consigne des points pilote du réglage secondaire par le centre national de dispatching de RTE.

Pour aller plus loin :

Documentation Technique de Référence (DTR) de RTE, article 4.2.1 sur le réglage de la tension