par Glycogène » 05 mai 2025, 15:08
https://www.pv-magazine.fr/2025/05/05/l ... n-espagne/
Plusieurs grands médias européens ont émis l’hypothèse que l’énergie solaire pourrait être à l’origine de la panne massive survenue en Espagne le 28 avril, mais le Premier ministre espagnol Pedro Sanchez a déclaré lors d’une conférence de presse cette semaine que les énergies renouvelables n’étaient pas à blâmer pour l’incident. « Il y a des spéculations selon lesquelles la panne d’électricité en Espagne pourrait avoir été causée par une centrale solaire située dans le sud-ouest du pays, qui se serait déconnectée du réseau, a déclaré Andrea Mansoldo, consultant principal au sein de la société norvégienne de conseil technique DNV GL Group, à pv magazine. Il a indiqué que l’installation en question pourrait être la centrale solaire à concentration Gemasolar de 150 MW, située près de Fuentes de Andalucía, dans la province de Séville.
« Si le réseau manque brusquement de 150 MW, il est en mesure d’y faire face facilement, a-t-il justifié. Les centrales solaires à concentration, quant à elles, ne sont pas intermittentes comme les installations photovoltaïques et fonctionnent exactement comme les systèmes électriques conventionnels. Il convient également de noter que l’opérateur du réseau espagnol – Red Eléctrica de España (REE) – exploite un mix de production comprenant des centrales nucléaires et que, par conséquent, dans les critères de planification de la transmission, l’éventualité N-G, c’est-à-dire la perte d’un générateur nucléaire, est testée du point de vue de la sécurité. Cela signifie que des ressources appropriées sont également mises à disposition pour faire face à des pertes de capacité bien plus importantes que la perte qui aurait pu être causée par la déconnexion de la centrale Gemasolar de 150 MW ».
Le consultant a également rejeté les spéculations selon lesquelles la panne aurait été causée par un excès d’énergie renouvelable, affirmant que la réduction de la production permet de résoudre facilement ce type de problème. « Le problème se pose lorsque l’on veut augmenter la part des énergies renouvelables, et non la réduire, a-t-il expliqué. L’Espagne s’appuie sur un mélange de gaz à cycle combiné, d’énergie nucléaire et d’énergies renouvelables, ce qui n’est pas la meilleure configuration pour fournir suffisamment d’inertie à l’ensemble du système.
Il a affirmé qu’il était peu probable de perdre la totalité de la capacité d’une centrale solaire de 500 MW, car les projets photovoltaïques sont plus fiables que les centrales électriques classiques. Il a ajouté qu’avec une installation de 500 MW, des centaines de générateurs ne tomberaient pas en panne simultanément, à moins d’un changement radical de la fréquence du système, qui s’éloignerait de la valeur nominale de 50 Hz en Europe. « Auquel cas, les disjoncteurs ouvrent le circuit principal du réseau pour éviter d’endommager les équipements de connexion, a-t-il indiqué. À cette fin, le code du réseau dicte les règles et les seuils à partir desquels cela peut se produire et les protections doivent être mises en place en conséquence. Il est à noter que cela peut être valable pour les générateurs solaires, éoliens, hydroélectriques et conventionnels, et pas seulement pour les énergies renouvelables ».
Enquête en cours
Andrea Mansoldo a rejeté les trois autres théories qui ont circulé dans les médias ces derniers jours – vibration atmosphérique, cyberattaque et déclenchement de l’interconnexion Espagne-France. « Tout d’abord, l’enquête permettra de clarifier la séquence des événements et les véritables causes, effets et conséquences, a-t-il assuré. J’ai trouvé l’hypothèse du phénomène atmosphérique un peu fantaisiste. Ce type d’événement se produit dans des conditions d’humidité particulières qui déclenchent ce que l’on appelle l’effet couronne sur les conducteurs des lignes, surtout ceux des lignes à haute tension, ce qui augmente les pertes de puissance des lignes. Considérons que le réseau a habituellement des pertes de 2 % et que cet événement atmosphérique peut théoriquement augmenter cette valeur à 5 %. Ces 3 % supplémentaires pourraient créer un déséquilibre partiel dans la charge de 25 GW de l’Espagne, mais l’événement se matérialise progressivement dans le système, indépendamment des variations de température, et la marge de capacité peut donc le compenser. Cependant, il est très peu probable que ces niveaux d’humidité élevés soient présents sur l’ensemble du réseau au même moment ».
Il a également noté que l’augmentation de la charge entre 6 heures du matin (CEST) et midi est beaucoup plus importante, et que l’opérateur du réseau est habitué à gérer ces variations de consommation. En ce qui concerne la théorie de la cyberattaque, M. Mansoldo et Antonio Delgado Rigal, directeur général d’AleaSoft Energy Forecasting, ont déclaré que REE avait déjà exclu toute modification du plan de production provenant d’une source externe.
Andrea Mansoldo suggère que la perte de l’interconnexion Espagne-France pourrait être un événement déclencheur possible. « Cependant, il s’agit d’une éventualité incluse dans les TPC et REE planifie et exploite de telles éventualités et étudie les mesures correctives en conséquence pour permettre au système d’être résilient, a-t-il nuancé. Tout dépend du scénario réel utilisé dans le cas d’étude et, dans des situations particulières, avec un pourcentage élevé d’énergies renouvelables et des faiblesses du réseau, les oscillations peuvent être exacerbées, générant des conditions de déconnexion de la production ». Cela signifie que si les paramètres de sécurité dictés par le code du réseau sont dépassés, cela peut se produire avec n’importe quel type de technologie de production.
Selon lui, le principal problème à l’origine de la panne est que le système électrique espagnol fonctionnait dans des conditions inhabituelles, avec une forte pénétration des énergies renouvelables dans un vaste réseau interconnecté, qui peut être sujet à des oscillations à basse fréquence s’il n’est pas correctement amorti. « La superposition de ce comportement avec certains aléas de production peut exacerber l’oscillation de la fréquence, générant des conditions de déconnexion généralisée de la production, augmentant les déséquilibres de production et de charge, avec l’effondrement du système, a-t-il déclaré. Dans ce cas, l’interconnexion de déconnexion du système de transmission ENTSO-E est activée pour éviter que l’effondrement ne se propage dans toute la zone euro. La plupart des compagnies d’électricité ont déjà entrepris des activités pour contrer les conséquences du déploiement des énergies renouvelables en termes de maintien d’un système de transmission robuste, au moins pendant les phénomènes transitoires ». Les technologies Statcom, E-Statcom et les condenseurs synchrones retiennent l’attention en tant que solutions potentielles pour fournir de l’inertie aux réseaux électriques pendant les transitoires et prévenir les fluctuations comme celles observées en Espagne.
« L’opérateur de réseau italien, Terna, utilise actuellement 28 condenseurs synchrones pour le centre et le sud de l’Italie, explique-t-il. Cela semble fonctionner assez bien lorsqu’il s’agit de gérer des fluctuations importantes. Nous devons attendre l’enquête appropriée qui, par l’examen des informations enregistrées avant et après l’événement, peut aider les ingénieurs à définir la cause première, à expliquer les conséquences et à suggérer des mesures d’atténuation possibles ». Cela permettra de confirmer si la panne a été causée par l’énergie solaire, le déclenchement de l’interconnexion, un comportement anormal du système ou un chevauchement des contingences.
Ca correspond à mon hypothèse : pas assez d'inertie dans le réseau, à cause de tous les onduleurs des centrale PV, qui n'ont aucune inertie.
Ce qui est étonnant, c'est que je supposais que le gestionnaire du réseau faisait des simulations de cas rares (mais pas forcément les plus extrêmes possibles, juste rares, ici un cas avec une coupure de 150 MW sur un réseau comportant peu de centrales avec de l'inertie), pour vérifier régulièrement la résilience du réseau à une perturbation, réseau qui est modifié en permanence avec l'ajout/suppression de centrales, et faire des corrections le cas échéant.
Avec une simulation Monte Carlo on voit rapidement les cas à risque.
Ca peut paraitre compliqué, mais en fait un réseau de lignes THT correspond à un réseau de filtres RLC, les centrales sont des sources de tension avec une impédance (RLC), et les réseaux basse tension consommateurs sont des charges avec une impédance (RLC).
Ce genre de circuit est courant en électronique analogique. En microélectronique analogique, des collègues lancent et analysent quotidiennement des simulations Monte Carlo sur des circuits comportant des milliers d'impédances connectées, pour tester des cas transitoires (montée en tension d'alim, commutation d'un transistor de "puissance" (10mW
), etc), et ils découvrent plein de défauts, qu'ils corrigent (on est toujours en phase de conception, dans du virtuel, ça ne coute pas cher de corriger).
https://www.pv-magazine.fr/2025/05/05/lenergie-solaire-est-elle-vraiment-a-lorigine-de-lenorme-panne-delectricite-en-espagne/
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Plusieurs grands médias européens ont émis l’hypothèse que l’énergie solaire pourrait être à l’origine de la panne massive survenue en Espagne le 28 avril, mais le Premier ministre espagnol Pedro Sanchez a déclaré lors d’une conférence de presse cette semaine que les énergies renouvelables n’étaient pas à blâmer pour l’incident. « Il y a des spéculations selon lesquelles la panne d’électricité en Espagne pourrait avoir été causée par une centrale solaire située dans le sud-ouest du pays, qui se serait déconnectée du réseau, a déclaré Andrea Mansoldo, consultant principal au sein de la société norvégienne de conseil technique DNV GL Group, à pv magazine. Il a indiqué que l’installation en question pourrait être la centrale solaire à concentration Gemasolar de 150 MW, située près de Fuentes de Andalucía, dans la province de Séville.
« Si le réseau manque brusquement de 150 MW, il est en mesure d’y faire face facilement, a-t-il justifié. Les centrales solaires à concentration, quant à elles, ne sont pas intermittentes comme les installations photovoltaïques et fonctionnent exactement comme les systèmes électriques conventionnels. Il convient également de noter que l’opérateur du réseau espagnol – Red Eléctrica de España (REE) – exploite un mix de production comprenant des centrales nucléaires et que, par conséquent, dans les critères de planification de la transmission, l’éventualité N-G, c’est-à-dire la perte d’un générateur nucléaire, est testée du point de vue de la sécurité. Cela signifie que des ressources appropriées sont également mises à disposition pour faire face à des pertes de capacité bien plus importantes que la perte qui aurait pu être causée par la déconnexion de la centrale Gemasolar de 150 MW ».
Le consultant a également rejeté les spéculations selon lesquelles la panne aurait été causée par un excès d’énergie renouvelable, affirmant que la réduction de la production permet de résoudre facilement ce type de problème. « Le problème se pose lorsque l’on veut augmenter la part des énergies renouvelables, et non la réduire, a-t-il expliqué. L’Espagne s’appuie sur un mélange de gaz à cycle combiné, d’énergie nucléaire et d’énergies renouvelables, ce qui n’est pas la meilleure configuration pour fournir suffisamment d’inertie à l’ensemble du système.
Il a affirmé qu’il était peu probable de perdre la totalité de la capacité d’une centrale solaire de 500 MW, car les projets photovoltaïques sont plus fiables que les centrales électriques classiques. Il a ajouté qu’avec une installation de 500 MW, des centaines de générateurs ne tomberaient pas en panne simultanément, à moins d’un changement radical de la fréquence du système, qui s’éloignerait de la valeur nominale de 50 Hz en Europe. « Auquel cas, les disjoncteurs ouvrent le circuit principal du réseau pour éviter d’endommager les équipements de connexion, a-t-il indiqué. À cette fin, le code du réseau dicte les règles et les seuils à partir desquels cela peut se produire et les protections doivent être mises en place en conséquence. Il est à noter que cela peut être valable pour les générateurs solaires, éoliens, hydroélectriques et conventionnels, et pas seulement pour les énergies renouvelables ».
Enquête en cours
Andrea Mansoldo a rejeté les trois autres théories qui ont circulé dans les médias ces derniers jours – vibration atmosphérique, cyberattaque et déclenchement de l’interconnexion Espagne-France. « Tout d’abord, l’enquête permettra de clarifier la séquence des événements et les véritables causes, effets et conséquences, a-t-il assuré. J’ai trouvé l’hypothèse du phénomène atmosphérique un peu fantaisiste. Ce type d’événement se produit dans des conditions d’humidité particulières qui déclenchent ce que l’on appelle l’effet couronne sur les conducteurs des lignes, surtout ceux des lignes à haute tension, ce qui augmente les pertes de puissance des lignes. Considérons que le réseau a habituellement des pertes de 2 % et que cet événement atmosphérique peut théoriquement augmenter cette valeur à 5 %. Ces 3 % supplémentaires pourraient créer un déséquilibre partiel dans la charge de 25 GW de l’Espagne, mais l’événement se matérialise progressivement dans le système, indépendamment des variations de température, et la marge de capacité peut donc le compenser. Cependant, il est très peu probable que ces niveaux d’humidité élevés soient présents sur l’ensemble du réseau au même moment ».
Il a également noté que l’augmentation de la charge entre 6 heures du matin (CEST) et midi est beaucoup plus importante, et que l’opérateur du réseau est habitué à gérer ces variations de consommation. En ce qui concerne la théorie de la cyberattaque, M. Mansoldo et Antonio Delgado Rigal, directeur général d’AleaSoft Energy Forecasting, ont déclaré que REE avait déjà exclu toute modification du plan de production provenant d’une source externe.
Andrea Mansoldo suggère que la perte de l’interconnexion Espagne-France pourrait être un événement déclencheur possible. « Cependant, il s’agit d’une éventualité incluse dans les TPC et REE planifie et exploite de telles éventualités et étudie les mesures correctives en conséquence pour permettre au système d’être résilient, a-t-il nuancé. Tout dépend du scénario réel utilisé dans le cas d’étude et, dans des situations particulières, avec un pourcentage élevé d’énergies renouvelables et des faiblesses du réseau, les oscillations peuvent être exacerbées, générant des conditions de déconnexion de la production ». Cela signifie que si les paramètres de sécurité dictés par le code du réseau sont dépassés, cela peut se produire avec n’importe quel type de technologie de production.
Selon lui, [b]le principal problème à l’origine de la panne est que le système électrique espagnol fonctionnait dans des conditions inhabituelles, avec une forte pénétration des énergies renouvelables dans un vaste réseau interconnecté, qui peut être sujet à des oscillations à basse fréquence s’il n’est pas correctement amorti. « La superposition de ce comportement avec certains aléas de production peut exacerber l’oscillation de la fréquence, générant des conditions de déconnexion généralisée de la production[/b], augmentant les déséquilibres de production et de charge, avec l’effondrement du système, a-t-il déclaré. Dans ce cas, l’interconnexion de déconnexion du système de transmission ENTSO-E est activée pour éviter que l’effondrement ne se propage dans toute la zone euro. La plupart des compagnies d’électricité ont déjà entrepris des activités pour contrer les conséquences du déploiement des énergies renouvelables en termes de maintien d’un système de transmission robuste, au moins pendant les phénomènes transitoires ». [b]Les technologies Statcom, E-Statcom et les condenseurs synchrones retiennent l’attention en tant que solutions potentielles pour fournir de l’inertie aux réseaux électriques pendant les transitoires et prévenir les fluctuations comme celles observées en Espagne.[/b]
« L’opérateur de réseau italien, Terna, utilise actuellement 28 condenseurs synchrones pour le centre et le sud de l’Italie, explique-t-il. Cela semble fonctionner assez bien lorsqu’il s’agit de gérer des fluctuations importantes. Nous devons attendre l’enquête appropriée qui, par l’examen des informations enregistrées avant et après l’événement, peut aider les ingénieurs à définir la cause première, à expliquer les conséquences et à suggérer des mesures d’atténuation possibles ». Cela permettra de confirmer si la panne a été causée par l’énergie solaire, le déclenchement de l’interconnexion, un comportement anormal du système ou un chevauchement des contingences.
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Ca correspond à mon hypothèse : pas assez d'inertie dans le réseau, à cause de tous les onduleurs des centrale PV, qui n'ont aucune inertie.
Ce qui est étonnant, c'est que je supposais que le gestionnaire du réseau faisait des simulations de cas rares (mais pas forcément les plus extrêmes possibles, juste rares, ici un cas avec une coupure de 150 MW sur un réseau comportant peu de centrales avec de l'inertie), pour vérifier régulièrement la résilience du réseau à une perturbation, réseau qui est modifié en permanence avec l'ajout/suppression de centrales, et faire des corrections le cas échéant.
Avec une simulation Monte Carlo on voit rapidement les cas à risque.
Ca peut paraitre compliqué, mais en fait un réseau de lignes THT correspond à un réseau de filtres RLC, les centrales sont des sources de tension avec une impédance (RLC), et les réseaux basse tension consommateurs sont des charges avec une impédance (RLC).
Ce genre de circuit est courant en électronique analogique. En microélectronique analogique, des collègues lancent et analysent quotidiennement des simulations Monte Carlo sur des circuits comportant des milliers d'impédances connectées, pour tester des cas transitoires (montée en tension d'alim, commutation d'un transistor de "puissance" (10mW :D ), etc), et ils découvrent plein de défauts, qu'ils corrigent (on est toujours en phase de conception, dans du virtuel, ça ne coute pas cher de corriger).