Le système production-transport-consommation Un système électrique est un ensemble interconnecté production-transport-consommation. C’est en fait une immense machine distribuée sur une très large zone géographique qui permet d’assurer l’équilibre entre demande et offre.

Le réseau de transport et d’interconnexions assure la mise en commun et la répartition sur un très vaste territoire de toute l’électricité qui y est produite. Mutation profonde depuis le début des années 1990 Les réseaux avaient connus des développement liés à des politiques énergétiques nationales « autosuffisance énergétique » => Nucléaire en France, Lignite en Allemagne, Hydraulique en Suisse?

En Europe les systèmes production-transport étaient exploités par des entreprises verticalement intégrées (1 seule compagnie par pays). Dans ce cadre, l’exploitation et la conduite avait 2 finalités: - Optimisation générale - Maintien de la sûreté Processus de dérégulation: - Mise en concurrence des centres de production - L’exploitant du système électrique est en monopole « naturel » et doit assurer à tout moment une circulation aisée et transparente entre les producteurs et leurs clients.

Les grandes centrales sont éloignées des zones de consommation Effet de taille => Plus économique de construire des centrales de + en + puissantes alors même que la consommation reste très diffuse

L’élévation du niveau de tension 1922 : Première loi sur le transport 1927 : Première ligne 225 kV : Eguzon Chaingy 1945 : Une double boucle 225 kV amenant l’énergie hydraulique du sud-est vers Paris et le nord, sou-tendu par un réseau 150 kV 110 kV 1946-1955 : Développement du réseau de transport national sur l’ensemble du territoire : 225 kV – 150 kV – 110 kV 1960-1965 : premier développement du réseau 400 kV 1970-1990 programme nucléaire : les centrales proches des sources froides – renforcement rapide du 400 kV en fonction des besoins production– renforcement des interconnexions internationales

ouvrages de transport & de distribution Les rôles des réseaux et de leur hiérarchisation Les ouvrages de Transport Typologie des ouvrages de transport & de distribution transport et <---------------------------------------------------------> interconnexion Réseau THT 400 kV transporter l'énergie garantir la sécurité (gds incidents) gestion économique de la production grands échanges <-------- inter - régionaux 20 000 km - moyens de base - qqs ther. classiques - qqs hydrauliques - échanges Réseaux Répartition répartition <-------------------------------------------------> alimentation <---------- régionale 225 kV 90 kV 63 kV (45 et 150 kV) 25000 km |60 000 km répartir l'énergie garantir la sécurité (incidents régionaux) - ther. classiques - hydraulique - Clients indust. Le 400kV: Assure l'interconnexion européenne et l'interconnexion nationale Clé de voûte de l'intégrité du système électrique, fortement maillé Raccorde les grands sites de production au réseau d'interconnexion européen Achemine l'énergie au plus près des grandes agglomérations Plus de 21 000 km de circuits aériens, 250 transformateurs Réseaux Distribution distribution <------------------------------------------------> alimentation <--------- de la charge 20 kV (U < 20 kV) 500 000 km - consommation distribuer l'énergie

Le réseau THT

Le réseau THT Autoroutes

Le réseau européen

Exemple d’ un transit de 100 MW entre Belgique et Italie FI UK DK NL NL 41 6 20 33 D 59 41 B L 16 28 3 F CZ 3 CH 6 5 8 A SI 56 I E P

Nature de l’Électricité Les particularités de l’électricité : elle ne se stocke pas sa qualité se dégrade durant le transport, sa qualité dépend des usages des autres clients, le besoin d’électricité est en fait le service rendu par les appareils électriques, délai de commande et de transport nul A chaque instant l’énergie électrique produite dans un système est égale à l’énergie électrique consommée.

Les prévisions: Aides à la décision pour l’aménagement du parc de production et du réseau de transport. Les prévisions pluriannuelles et annuelles permettent de : - planifier les travaux d’entretien ou de rechargement à effectuer sur les groupes REP ; - planifier les travaux d’entretien à effectuer sur les groupes thermiques classiques ; - déterminer la valeur de l’eau des réserves, c’est-à-dire l’espérance de gain futur procuré par une unité de stock supplémentaire. Ces valeurs permettent de gérer tout au long de l’année l’utilisation de nos réserves d’eau au moment le plus propice pour l’entreprise. A l’horizon annuel succèdent les prévisions hebdomadaires et journalières. Les informations sur les variables externes, telles que les conditions climatiques, sont alors plus fiables. À l’échéance journalière peut être décidée la mise en œuvre de tarifs particuliers, tel le tarif EJP, qui influenceront la demande. L’option tarifaire EJP permet des effacements de puissance appelée par les clients 22 jours par an. Cette réduction de puissance appelée peut être évaluée à 6 500 MW environ. On peut fractionner une journée EJP en deux : HTA environ 4 000 MW, HTB environ 2 500 MW. La prévision journalière sert de base à l’établissement du plan de production pour le lendemain.

1 => prévisions pluriannuelles et annuelles permettent de : - planifier les travaux d’entretien ou de rechargement à effectuer sur les groupes REP ; - planifier les travaux d’entretien à effectuer sur les groupes thermiques classiques ; - déterminer la valeur de l’eau des réserves, c’est-à-dire l’espérance de gain futur procuré par une unité de stock supplémentaire. Ces valeurs permettent de gérer tout au long de l’année l’utilisation de nos réserves d’eau au moment le plus propice. 2 => prévisions hebdomadaires et journalières. Les informations sur les variables externes, telles que les conditions climatiques, sont alors plus fiables. À l’échéance journalière peut être décidée la mise en œuvre de tarifs particuliers, tel le tarif EJP, qui influenceront la demande. L’option tarifaire EJP permet des effacements de puissance appelée par les clients 22 jours par an. Cette réduction de puissance appelée peut être évaluée à 6 500 MW environ. On peut fractionner une journée EJP en deux : HTA environ 4 000 MW, HTB environ 2 500 MW. La prévision journalière sert de base à l’établissement du plan de production pour le lendemain.

Les variations de la consommation en fonction des saisons tiennent pour partie à l’activité économique dans son ensemble et aux comportements liés aux usages thermiques de l’électricité (chauffage, bi-énergie, climatisation…). L’énergie moyenne de jour ouvrable passe par un maximum en décembre-janvier lorsque la température est minimale et par un minimum la semaine du 15 août. Le rapport entre les deux se situe entre 1,6 et 1,7 et a fortement augmenté par le passé sous l’effet de l’augmentation relative du chauffage électrique et de la part plus faible de l’industrie (fort ralentissement de l’activité industrielle en août). Cette évolution de la saisonnalité devrait se ralentir dans le futur avec le développement, par le biais de la politique tarifaire, des usages centrés sur l’été (climatisation) et de ceux effaçables l’hiver. Les périodes traditionnelles de congés annuels sont également très marquées (le mois d’août, les fêtes de fin d’année) et l’on perçoit des creux relatifs (échelonnement par zones) pour les vacances d’hiver, de printemps et de la Toussaint.

4 types de journées: Samedi, Dimanche et les autres L'évolution hebdomadaire de la consommation fait apparaître distinctement quatre types de journées : les samedi, dimanche, lundi et les autres jours de la semaine. En comparaison avec un jour ouvrable les pointes de consommation des samedi et dimanche sont évidemment moins fortes mais aussi décalées dans la journée. Les premières heures du lundi distinguent ce jour des autres jours ouvrables. De même, les dernières heures du vendredi traduisent une baisse d’activité de début de week-end. La consommation d’un jour férié conduit à une forme voisine de celle d’un dimanche, mais dépend aussi de sa position dans la semaine. Ces caractéristiques traduisent les variations de l’activité économique, mais aussi nos habitudes domestiques. 4 types de journées: Samedi, Dimanche et les autres

Les caractéristiques de la courbe de consommation journalière dépendent du type de jour et de la période de l’année. Un jour ouvrable d’hiver présente les caractéristiques suivantes : - le matin la pointe centrée sur 9-10h marque un palier d’environ 4h00 (maximum de l’activité économique) ; - le soir la pointe de 19h00 dure moins longtemps, mais est en général plus forte (très influencée par la température) ; - le creux de nuit se situe vers 5h00 ; - pointes relatives aux enclenchements tarifaires : par exemple 1h00, 12h30 et 23h00. (Des aménagements permettent de lisser ces pointes). Il faut remarquer la pente particulièrement «raide» des prises de charges précédant les pointes de consommation (environ 15 000 MW en 3h00 entre le creux de nuit et la pointe du matin) d’où l’impor- tance du suivi des programmes de production et de l’ajustement permanent durant ces périodes. Un jour ouvrable d’été présente les caractéristiques suivantes : - la pointe du matin se situe vers 11h00 et s’étale sur 6h00 ; - la pointe du soir a complètement disparu (voir plus loin l’influence du changement d’heure) ; - on retrouve les enclenchements tarifaires. A titre de comparaison courbe de consommation d’un dimanche d’hiver.

Les caractéristiques de la courbe de consommation journalière dépendent du type de jour et de la période de l’année. Un jour ouvrable d’hiver présente les caractéristiques suivantes : - le matin la pointe centrée sur 9-10h marque un palier d’environ 4h00 (maximum de l’activité économique) ; - le soir la pointe de 19h00 dure moins longtemps, mais est en général plus forte (très influencée par la température) ; - le creux de nuit se situe vers 5h00 ; - pointes relatives aux enclenchements tarifaires : par exemple 1h00, 12h30 et 23h00. (Des aménagements permettent de lisser ces pointes). Il faut remarquer la pente particulièrement «raide» des prises de charges précédant les pointes de consommation (environ 15 000 MW en 3h00 entre le creux de nuit et la pointe du matin) d’où l’impor- tance du suivi des programmes de production et de l’ajustement permanent durant ces périodes. Un jour ouvrable d’été présente les caractéristiques suivantes : - la pointe du matin se situe vers 11h00 et s’étale sur 6h00 ; - la pointe du soir a complètement disparu (voir plus loin l’influence du changement d’heure) ; - on retrouve les enclenchements tarifaires.

Le développement des usages thermiques de l’électricité, chauffage en hiver et plus récemment climatisation en été, a eu pour conséquence d’accroître les variations de la consommation en fonction des conditions météorologiques. Si les modifications de consommation dues à l’effet climatisation en été sont pour l’instant difficilement quantifiables, l’effet chauffage en hiver se traduit par une variation de 1 200 à 1 500 MW par degré sur l’ensemble de la France (soit la production d’un groupe nucléaire). Cette variation de consommation en hiver est différente suivant la région considérée (très urbanisée ou très rurale). On a été ainsi amené à pondérer les mesures de température de 6 villes françaises afin de déterminer une température représentative pour la France. La formule retenue est la suivante : T = 0,39t Paris + 0,20t Lyon + 0,12t Toulouse + 0,11t Brest + 0,10t Marseille + 0,08t Strasbourg

La caractéristique commune des options tarifaires proposées par EDF est de permettre soit une réduction partielle de la puissance appelée en contrepartie d’un bonus tarifaire, soit un supplément de recette venant compenser le coût le plus élevé de la production. La plus importante par sa répercussion sur la demande est l’option effacement jour de pointe : EJP. Le tarif EJP correspond à l’option tarifaire permettant des effacements de puissance appelée par les clients 22 jours par an, par période de 18h00, entre le 1er novembre et le 31 mars. Cette réduction de puissance appelée peut être évaluée à 6 500 MW environ (Chiffre 1997).

L’influence de la nébulosité sur la consommation peut être évaluée à 700 MW/octa. L’échelle de mesure de la nébulosité comporte 8 octas : de 1 temps très clair à 8 couverture nuageuse très dense. L’effet d’une couverture nuageuse (éclairage, effet de serre, chauffage…) intervient dès le lever du jour pour atteindre un maximum en milieu d’après-midi et s’annuler à la tombée de la nuit. L’influence de la nébulosité sur la consommation peut être évaluée à 700 MW/octa. L’échelle de mesure de la nébulosité comporte 8 octas : de 1 temps très clair à 8 couverture nuageuse très dense. L’effet d’une couverture nuageuse (éclairage, effet de serre, chauffage…) intervient dès le lever du jour pour atteindre un maximum en milieu d’après-midi et s’annuler à la tombée de la nuit.

Le changement d’heure légale fin mars conduit à une diminution sensible de la consommation en soirée de 18h00 à 23h00 (jusqu’à 4 000 MW à la pointe de 19h00) et au phénomène inverse fin octobre. Le changement d’heure légale fin mars conduit à une diminution sensible de la consommation en soirée de 18h00 à 23h00 (jusqu’à 4 000 MW à la pointe de 19h00) et au phénomène inverse fin octobre.

Influence de la température sur la consommation Puissances consommées Pente de la droite : « Gradient de températures froides » Pente de la droite : « Gradient de températures chaudes » Pente de la droite : «  Gradient de températures très froides  » Température-seuil Température-seuil Température-seuil Température de démarrage du de démarrage de la de démarrage de la parc de chauffage sensibilité aux sensibilité aux d’appoint températures froides températures chaudes

Influence de la nébulosité : Sur deux jours ayant une température identique, une forte nébulosité augmente la consommation Jour 1 Nébulosité T° Jour 2 Fraction de ciel couverte par des nuages à un moment donné Jour 1 Jour 2

Shape: formes des types de jour Signification N: jour normal , F: férié, V: veille de jour férié, L: lendemain de jour férié

La saisonnalité annuelle (ici en énergie) Source RTE

Construction de la puissance hors chauffage

Ce qu’il faut retenir Le consommateur doit pouvoir disposer à tout moment, de sa puissance souscrite sans passer de commande ni fournir de préavis et cela 24h sur 24. L’énergie électrique ne stocke pas. Il est nécessaire de produire exactement à chaque instant ce qui est consommé. Les groupes thermiques nucléaires ou à flammes ne peuvent pas être démarrés instantanément, il est donc nécessaire d’établir une prévision de consommation. Heureusement il y a de grandes tendances cycliques: les variations annuelles, hebdomadaires et journalières de l’activité humaine. Mais il y a aussi les particularités ou aléas auxquels il faut faire face (conditions météorologiques, conjonctures économiques, vacances, jours fériés…)

Problématique du fonctionnement des réseaux. Le système électrique doit : maintenir en permanence les conditions nécessaires d’un équilibre entre production et consommation. => Conduite maintenir les caractéristiques du produit (tension et fréquence) dans les plages contractuelles. => Réglage tenir compte du fort couplage dynamique entre production et consommation. => Stabilité Assurer l’intégrité des ouvrages et du système dans son ensemble. => Protection et stabilité

Notion de fréquence puissance L’électricité ne se stocke pas P = C + pertes actives Pgénérées=  Pconsommées+ 3.RI² Sur le réseau électrique, l’équilibre est toujours réalisé Cm - Ce = J.dΩ/dt Le déséquilibre éventuel production-consommation se produit sur l’arbre de l’alternateur entre la puissance mécanique délivrée par la turbine et la puissance électrique appelée par le réseau. L’inertie des alternateurs sert de réservoir d’énergie tampon

Notion de fréquence puissance Loi des masses tournantes pour un groupe de production La vitesse rotor dépend de la Puissance mécanique produite par le groupe et de la Puissance électrique appelée par le réseau Équilibre production / consommation sur le réseau La fréquence du réseau dépend de l’équilibre entre production et consommation Le Système Électrique est composé de consommateurs, de groupes de production et d’ouvrages de transport. A l’équilibre la somme des couples moteur produits par tous les ensembles turbines-alternateurs est égale au couple résistant provoqué par tous les consommateurs. Examinons le phénomène sur un groupe en situation d’équilibre (tous les autres ont le même comportement). A partir de cette situation d’équilibre, imaginons une augmentation de consommation ou la perte d’une unité de production. Le couple résistant devient supérieur au couple moteur. L’ensemble des groupes ralentit. Si aucune action n’intervient aucune nouvelle situation d’équilibre n’est trouvée : c’est l’effondrement total du Système. Cette éventualité est évidemment intolérable. Sur quoi agir ? Au vu de la rapidité du phénomène (perte d’une unité de production par exemple), seule une action automatique est envisageable : - diminuer la consommation : c’est le délestage fréquencemétrique. Cette solution si elle est envisagée pour les incidents de grande ampleur (plan de défense, voir module 6) ne peut l’être pour les aléas courants ; - augmenter la production : par augmentation de la puissance mécanique produite par tous les générateurs qui peuvent le faire. D’où l’installation sur chaque groupe d’un régulateur de vitesse qui va agir sur les organes d’admission de la turbine. C’est le réglage primaire de fréquence. Il assure une correction rapide (en quelques secondes) des écarts production-consommation et un retour à l’équilibre à une fréquence différente de la fréquence initiale. Ce réglage est commun à l’ensemble du réseau interconnecté. En cas de déséquilibre production / consommation : adaptation de la production, et éventuellement de la consommation (délestage fréquencemétrique)

Notion de fréquence puissance En conclusion : Un déséquilibre entre la production de l’ensemble des turbines et la consommation du réseau se traduira par une variation de fréquence. L’équilibre est réalisé si la fréquence est constante…mais pas forcement égale à 50 Hz !

Notion de fréquence puissance 3 minutes de silence en France en mémoire aux victimes de l’attentat du 11 septembre 2001

Notion de fréquence puissance Perte du réseau France-Suisse-Italie et black out en Italie

La fréquence Régler la fréquence est nécessaire: Pour le consommateur conception des appareils électriques efficacité des moteurs contraintes mécaniques Pour le système électrique conception des matériels saturation des circuits magnétiques décrochage des auxiliaires de centrales

Le réglage de la fréquence REGLAGE PRIMAIRE Le Rég. primaire sert à rétablir l’équilibre production consommation instantanément Le Rég. Secondaire sert à rétablir la fréquence et les échanges Le Rég. Tertiaire sert à réadapter le plan de production Automatique, il agit localement sur chaque groupe. => Il aboutit à un nouvel équilibre sur l’ensemble du réseau interconnecté mais à f différente de f réf REGLAGE SECONDAIRE Automatique, il est centralisé (par pays) et agit après le réglage primaire sur plusieurs groupes. => Il a pour fonction de rétablir f réf et les échanges contractuels entre réseaux. REGLAGE TERTIAIRE Il est centralisé (par pays) et permet un réajustement des programmes de fonctionnement des centrales. Il est caractérisé par la réserve de production mobilisable à tout moment pour :fournir une capacité de substitution (indisponibilité, pertes d’ouvrage de transport…)

La tension Régler la tension est nécessaire pour des raisons techniques: Eviter les tensions trop hautes tenue diélectrique des matériels saturation des circuits magnétiques contraintes mécaniques Eviter les tensions trop basses surcharge des réseaux décrochage des moteurs problèmes de stabilité ne pas augmenter les pertes

Le réglage de la tension Le Rég. primaire permet de maintenir la tension aux bornes du groupe, contribue au maintien de la stabilité, maintien le groupe dans son domaine de fonctionnement. Le Rég. Secondaire permet de répartir les efforts des groupes à l’échelle régionale et de maintenir le plan de tension de la région. REGLAGE PRIMAIRE REGLAGE SECONDAIRE

Régulation primaire des groupes turbo alternateurs (GTA)

Réglage primaire, secondaire, tertiaire Groupe Turbo-alternateur Réseau Régulations Primaires Réglage primaire qq dizaines de ms  qq secondes Dispatching Réglage secondaire (quelques minutes) Réglage tertiaire («manuel», quelques dizaines de minutes) Les régulations primaires : utilisent des mesures locales ont une action rapide un rôle primordial pour la sûreté du système

Réglage primaire de vitesse Turbine Régulateur de vitesse Po Soupapes ou Vannes - + f = fo– f Alternateur f Capteur Pe Variable à régler = vitesse rotor f et puissance électrique Pe Actionneur = soupape d’admission vapeur (thermique), vanne d’admission d’eau (hydraulique), injecteurs de carburant (diesel) Process = turbine et alternateur Régulateur : loi de commande ouverture = F (P0, f )

Les actionneurs de contrôle de chaque étape Pour l’amont turbine : grappes de combustible brûleurs Pour la turbine : vannes d’admission vapeur vanne de débit de fluide pour l’hydraulique Pour l‘alternateur : tension d’excitation

L’énergie réglante La principale caractéristique de cette régulation est la pente de la droite sur laquelle va se déplacer le point de fonctionnement du groupe. On appelle cette pente le statisme de la régulation. Cette valeur est fixée à 4% pour l’ensemble des groupes thermiques. La valeur moyenne de 5% est retenue pour les groupes hydrauliques (elle peut varier de 4 à 12%). La principale caractéristique de cette régulation est la pente de la droite sur laquelle va se déplacer le point de fonctionnement du groupe. On appelle cette pente le statisme de la régulation. Cette valeur est fixée à 4% pour l’ensemble des groupes thermiques. La valeur moyenne de 5% est retenue pour les groupes hydrauliques (elle peut varier de 4 à 12%). Dans la suite de cet exposé, on admettra que le statisme de l’ensemble des groupes est de 4% et on s’affranchira du signe négatif de k caractérisant la pente négative de la droite. Avec un statisme de 4%, le gain statique de la régulation appelé souvent énergie réglante (ce qui est parfois source de confusion) est : K = P nominale/ 2 et s’exprime en MW Hz. Par exemple, un groupe de P nominale = 900 MW aura une énergie réglante de 450 MW Hz. Ce qui signifie que : pour un groupe de P nominale = 900 MW couplé à un réseau dont la fréquence varierait de 1 Hz, sa régulation primaire le ferait varier de 450 MW.

L’énergie réglante Avec un statisme de 4%, le gain statique de la régulation appelé souvent énergie réglante est : K = P nominale/ 2 et s’exprime en MW/Hz. Par exemple, un groupe de P nominale = 900 MW aura une énergie réglante de 450 MW Hz. Ce qui signifie que : Pour un groupe de P nominale = 900 MW couplé à un réseau dont la fréquence varierait de 1 Hz, sa régulation primaire le ferait varier de 450 MW.

Cas 1: Déclenchement du Groupe 5 Un mini réseau composé de 4 groupes de 250 MW ayant un statisme de 4% débitant sur une consommation de 900 MW A partir d’une situation d’équilibre à 50 Hz où chaque groupe est à une puissance égale à sa puissance de consigne : Il s’agit de calculer la fréquence d’équilibre après l’arrivée de l’aléa et le fonctionnement du réglage primaire. Cas 1: Déclenchement du Groupe 5 Énergie réglante restante de ce réseau ? ΔP ? Δf ? f d’équilibre ? 1er cas : déclenchement du Gr 5 Energie réglante restante : K=4*250/2=500 MW/Hz DP = 200 MW Df = 200/500 = 0,4 Hz f d’équilibre = 50 - 0,4 = 49,6 Hz 2ème cas : perte de 200 MW de consommation Energie réglante : K= 5*250/2=625 MW/Hz DC = 200 MW Df = 200/625 = 0,32 Hz f d’équilibre = 50 + 0,32 = 50,32 Hz 3ème cas : déclenchement du Gr 5 Energie réglante restante : K=2*250/2=250 MW/Hz DP = 200 MW Df = 200/250 = 0,8 Hz f d’équilibre = 50 - 0,8 = 49,2 Hz

Cas 3: Déclenchement du groupe 5 Cas 2: Perte de 200MW de consommation 2ème cas : perte de 200 MW de consommation Energie réglante : K= 5*250/2=625 MW/Hz DC = 200 MW Df = 200/625 = 0,32 Hz f d’équilibre = 50 + 0,32 = 50,32 Hz 3ème cas : déclenchement du Gr 5 Energie réglante restante : K=2*250/2=250 MW/Hz DP = 200 MW Df = 200/250 = 0,8 Hz f d’équilibre = 50 - 0,8 = 49,2 Hz

Baisse de la consommation => Augmentation de la fréquence 1er cas : déclenchement du Gr 5 Energie réglante restante : K=4*250/2=500 MW/Hz DP = 200 MW Df = 200/500 = 0,4 Hz f d’équilibre = 50 - 0,4 = 49,6 Hz 2ème cas : perte de 200 MW de consommation Energie réglante : K= 5*250/2=625 MW/Hz DC = 200 MW Df = 200/625 = 0,32 Hz f d’équilibre = 50 + 0,32 = 50,32 Hz 3ème cas : déclenchement du Gr 5 Energie réglante restante : K=2*250/2=250 MW/Hz DP = 200 MW Df = 200/250 = 0,8 Hz f d’équilibre = 50 - 0,8 = 49,2 Hz Baisse de la consommation => Augmentation de la fréquence Baisse de la production => Diminution de la fréquence

Ce qu’il faut retenir… La consommation dépend de nombreux paramètres comme l’heure, le jour, la saison, la température, la nébulosité, les habitudes culturelles, les événements de société. Sa prévision est cruciale à court terme pour le respect de l’équilibre production-consommation

Ce qu’il faut retenir… Le réseau et les groupes de production sont interdépendants en matière de fiabilité d’alimentation et continuité de fourniture vis-à-vis des clients, mais également pour le respect des conditions de sécurité des centrales elles-mêmes. La sûreté du système électrique dépend en particulier de la capacité des tranches : à ajuster le bilan production consommation (modulation, réglage fréquence-puissance) à fournir autre chose que de l ’énergie (services de réglage de la tension) à «tenir» en régime perturbé à réussir leurs îlotages.

Ce qu’il faut retenir… Un groupe de production produit de l’électricité, délivre une tension, maintient une fréquence (50 Hz en France). Les équilibres tension et fréquence sont vitaux et les régulations en tension et en fréquence des groupes permettent de maintenir cet équilibre en permanence. La fréquence est une parfaite image de l’équilibre production consommation en tout point du réseau.