L’analyse des incidents sur les réseaux électriques
Par Jean R
Les réseaux électriques sont en majeure partie aérien et de ce fait soumis à de nombreuses « agressions » climatiques (foudre, pluie, givre…) ou liées à l’activité humaine (engins de chantiers, parapentes, cannes à pêche…) qui peuvent entraîner des courts-circuits (« défauts » dans le jargon des exploitants de réseau). L’exploitation du réseau génère également le besoin de manœuvres (ouverture/ fermeture de disjoncteurs et sectionneurs…).
Pour un bon fonctionnement du réseau l’élimination des défauts, la reprise de service et la réalisation des manœuvres doivent s’effectuer conformément aux attentes de l’exploitant.
Pour vérifier si tout s’est bien déroulé chaque fois qu’un « incident » s’est produit (un défaut bien ou mal éliminé, une manœuvre qui ne s’est pas bien déroulée, une anomalie dans la tension ou la fréquence…) l’exploitant du réseau engage une « analyse d’incident » dans le cadre du retour d’expérience (couramment appelé REX).
Lorsqu’il y avait du personnel dans les postes électriques la démarche s’appuyait sur le relevé de l’état de verrine et sur les quelques enregistrements papier disponibles sur les tableaux de commande (figure 1 )
Avec la disparition du personnel dans les postes l’enregistrement des données a évolué. Les données tout ou rien d’état des appareils et des protections sont enregistrées par un « consignateur d’état » et les valeurs analogiques de tension et courant par un oscilloperturbographe (figures 2,3,4 et 5 en fin d’article).
Figure 1 :
Verrines pour l’affichage d’informations
Les premiers consignateurs d’état enregistraient les données sous forme d’une trace sur un papier métallisé puis sont arrivés des consignateurs qui imprimaient un texte. De même les premiers oscilloperturbographes utilisaient une technique ingénieuse avec un tambour tournant encré sur lequel des stylets traçaient les signaux qui étaient ensuite reportés sur papier lorsque l’oscilloperturbographe était déclenché, ils ensuite été remplacés par des appareils utilisant une conversion en numérique des signaux.
Jusque dans le courant des années 80 les exploitants des PCG devaient régulièrement faire le tour des postes qu’ils géraient pour relever les enregistrements papier, changer le papier, l’encre…Pour ensuite faire une première analyse et transmettre les documents au Contrôle Electrique pour une analyse détaillée.
Avec le développement des moyens de transmission (d’abord par le biais de modem reliés à une ligne téléphonique puis via Internet) les enregistrements sont devenus consultables et analysables directement depuis les postes de travail des exploitants.
La principale difficulté pour l’analyse des incidents a longtemps été le recoupement d’informations issues de provenance différentes (consignateurs, oscilloperturbographes situés en plusieurs endroits) avec des datations peu précises. Tout l’art de celui qui analysait les incidents consistait à faire des rapprochements pertinents pour « raconter l’histoire » de l’incident. Avec le déploiement de la synchronisation horaire de plus en plus précise cette difficulté s’est estompée.
Cette culture de retour d’expérience très ancrée à EDF et transmise à RTE permet à RTE d’atteindre des objectifs ambitieux en matière de qualité de service et de satisfaction des utilisateurs du réseau.
La numérisation croissante des équipements de contrôle commande et l’accroissement des informations recueillies sur le réseau vont encore permettre d’aller plus loin pour la gestion optimale du réseau en permettant aux dispatchers d’avoir directement les informations sur l’emplacement des défauts et donc d’engager dans les meilleurs délais la reprise de service.
