Le rapport sur la panne d’électricité au Sri Lanka retrace la chute de production de Lakvijaya et le rétablissement du réseau en cinq heures

Une chute soudaine de la production, suivie d’un effondrement national

Le réseau électrique du Sri Lanka s’est effondré le 17 octobre 2026, après une forte baisse, en moins d’une demi-seconde, de la production de l’unité 1 de la centrale de Lakvijaya, selon les conclusions attribuées à l’enquête préliminaire du gestionnaire national du système. Des dispositifs de protection automatiques ont déconnecté plusieurs centaines de mégawatts de demande d’électricité, mais la perturbation s’est propagée à l’ensemble du réseau national.

La chronologie détaillée situe le début de l’incident à 11 h 43 min 29 s et l’effondrement total à 11 h 43 min 59 s, par temps sec et ensoleillé. Elle indique que la puissance nette de l’unité au charbon est passée de 187 à 5 mégawatts en 450 millisecondes, avant une chute rapide de la fréquence du réseau.

Le gestionnaire national du système, ou NSO, a remis son rapport préliminaire à la Commission des services publics du Sri Lanka le 23 octobre, à la demande du régulateur. Le document a été signé par l’ingénieur M.B.S. Samarasekara, directeur général par intérim du NSO.

Les opérateurs ont entrepris de reconstruire le réseau à l’aide de quatre systèmes régionaux. L’unité 1 de Kotmale a été synchronisée à 12 h 11, et toutes les principales sous-stations étaient rétablies à 16 h 58, soit environ cinq heures et quinze minutes après le début de la perturbation. Certaines centrales ont eu besoin de plus de temps pour reprendre leur production en raison de difficultés techniques lors du redémarrage.

L’enquête porte donc sur deux problèmes liés : la propagation d’une perturbation soudaine sur le réseau et le rétablissement du transport d’électricité alors que plusieurs centrales étaient encore en phase de reprise. Pour les ménages et les entreprises, ces processus ont eu des conséquences à la fois sur la coupure immédiate et sur les pénuries d’électricité qui ont suivi.

Que s’est-il passé à Lakvijaya ?

L’unité 1 de Lakvijaya fournissait 187 mégawatts juste avant la perturbation. D’après la chronologie détaillée, sa production est tombée à 5 mégawatts en raison d’un niveau d’eau trop bas dans le ballon de chaudière. Celui-ci contient de l’eau et de la vapeur, et son niveau d’eau est un paramètre d’exploitation important dans une centrale au charbon.

La baisse enregistrée s’élève à 182 mégawatts, soit environ 97 % de la production antérieure de l’unité, en moins d’une demi-seconde. Rapportée à la demande nationale enregistrée, de 1 135 mégawatts, elle représente environ 16 %. Une variation aussi brutale laisse très peu de temps au système pour rééquilibrer la production et la consommation d’électricité.

Les conclusions préliminaires comportent encore des détails non élucidés. Une autre description fait état d’une baisse de production de 85 mégawatts sur les mêmes 450 millisecondes, tandis qu’une autre indique que l’effondrement du système a pris 4,1 secondes, et non les 30 secondes séparant les heures de début et de fin indiquées dans la chronologie détaillée. L’enquête ne tranche pas non plus la cause sous-jacente de la baisse de production de Lakvijaya : outre l’hypothèse du niveau d’eau trop bas dans le ballon, elle examine la possibilité d’une réaction aux variations de fréquence du réseau, puisqu’aucun déclenchement automatique de l’unité n’a été signalé à ce moment-là. Un rapport détaillé devait être transmis au régulateur, mais aucune date de remise n’a été précisée.

La distinction entre une baisse de production d’une unité et son déclenchement est importante pour l’enquête technique. Une baisse signifie que la machine fournit moins d’électricité ; un déclenchement signifie qu’un système de protection la déconnecte. Établir l’ordre de ces événements aidera à comprendre comment la perturbation s’est développée.

Pourquoi la baisse de fréquence a propagé la perturbation

La fréquence du réseau est passée de 49,906 à 48,75 hertz en deux secondes. Le hertz mesure le nombre de cycles par seconde du courant électrique alternatif. Sur un réseau fonctionnant autour de 50 hertz, la fréquence indique aussi si la production d’électricité est équilibrée avec la consommation.

Une baisse soudaine de la production entraîne une chute de fréquence, car les générateurs en rotation ralentissent. Les équipements de protection réagissent alors pour maintenir les machines et le réseau dans leurs limites de fonctionnement. Lors de cet incident, la baisse de fréquence a été suivie par le rejet de moyens de production que les opérateurs ne pouvaient pas programmer directement, puis par l’activation des cinq niveaux du dispositif automatique de délestage de la demande.

Presque toutes les unités de production dont les opérateurs pouvaient programmer le fonctionnement se sont ensuite déclenchées sous l’effet des protections contre les basses fréquences ou les basses tensions. Les unités de Victoria, Kotmale, Randenigala, Samanalawewa et Laxapana ont notamment été touchées, ainsi que Lakvijaya et d’autres centrales hydroélectriques.

Selon la chronologie détaillée, l’unité 3 de Victoria et les étapes I et II de l’ancienne centrale de Laxapana continuaient de tourner sans fournir de charge électrique. Une machine peut continuer à tourner sans fournir d’électricité utilisable aux consommateurs. Leur état montre que l’effondrement de l’alimentation électrique et l’arrêt de toutes les machines sont deux événements opérationnels distincts.

Les coupures automatiques ont touché près de 40 % de la demande

Le dispositif de protection concernait 449,2 mégawatts de demande, soit 39,6 % des 1 135 mégawatts enregistrés avant la coupure. Les conclusions préliminaires indiquent que ce volume a été déconnecté, tandis que le compte rendu complémentaire d’un autre rapport le présente comme le volume dont la déconnexion était prévue.

Le délestage automatique de la charge en cas de sous-fréquence, souvent désigné par le sigle anglais UFLS, déconnecte automatiquement certaines charges électriques lorsque la fréquence passe sous des seuils prédéfinis. Il réduit rapidement la consommation afin de la rééquilibrer avec la production encore disponible. Les cinq niveaux se sont activés lors de la perturbation du 17 octobre, mais le réseau national s’est tout de même effondré.

Les chiffres donnent la mesure de la réponse. Les 449,2 mégawatts prévus pour le délestage représentaient environ deux fois et demie la perte initiale de 182 mégawatts indiquée dans la chronologie détaillée. À ce stade, toutefois, d’autres moyens de production se déconnectaient également sous l’action des systèmes de protection. L’équilibre évoluait tout au long de l’incident.

Le rapport fait également état de 332,5 mégawatts de capacité de production d’urgence disponible, soit environ 29 % de la demande du moment. La capacité d’urgence et le délestage automatique de la demande ont des fonctions différentes : l’une ajoute de l’électricité, l’autre réduit la consommation. La rapidité de réaction de l’un comme de l’autre est déterminante lorsque la fréquence chute en quelques secondes.

De la panne au rétablissement : la chronologie

Le 17 octobre, le réseau s’est effondré très rapidement, puis sa reconstruction a duré plusieurs heures. L’enquête et les mesures réglementaires prises par la suite établissent la chronologie suivante :

• 17 octobre, 11 h 43 min 29 s : la chronologie détaillée situe le début de la perturbation à l’unité 1 de Lakvijaya.
• En 450 millisecondes : la production de l’unité chute fortement par rapport à son niveau initial de 187 mégawatts.
• En deux secondes : la fréquence du réseau passe de 49,906 à 48,75 hertz.
• 11 h 43 min 59 s : la chronologie détaillée indique l’effondrement total du système.
• 12 h 11 : l’unité 1 de Kotmale est synchronisée pendant le rétablissement.
• 16 h 58 : toutes les principales sous-stations et le réseau national de transport sont rétablis.
• Du 19 au 21 octobre : le régulateur approuve des coupures de courant tournantes sous conditions, à la suite de la panne de Lakvijaya.
• 23 octobre : le NSO remet son enquête préliminaire au régulateur.

La synchronisation de Kotmale a eu lieu environ 27 minutes après le début de la panne. Synchroniser un générateur consiste à faire correspondre ses paramètres électriques à ceux du réseau qu’il rejoint afin de pouvoir le connecter et d’y injecter de l’électricité en toute sécurité.

Quatre systèmes ont contribué à la reconstruction du réseau

Les opérateurs ont travaillé simultanément sur les systèmes de Mahaweli, de Laxapana, de Samanalawewa/South et de Colombo, conformément aux consignes de rétablissement en vigueur. La remise en service a ainsi pu avancer dans plusieurs zones sans attendre qu’une seule centrale alimente tout le pays.

Le système de rétablissement de Mahaweli s’appuyait sur Kotmale et Victoria. Celui de Laxapana faisait intervenir New Laxapana et Wimalasurendra, tandis que le système de Samanalawewa/South utilisait Samanalawewa et Kukule Ganga. Kelanitissa faisait partie des installations mobilisées pour rétablir le réseau de Colombo.

La reconstruction d’un réseau électrique exige que les opérateurs reconnectent les moyens de production, les lignes de transport, les sous-stations et la demande des consommateurs selon une séquence maîtrisée. Chaque nouvelle connexion modifie l’équilibre entre l’offre et la consommation. Les quatre systèmes de rétablissement ont offert aux opérateurs plusieurs points de départ pour rétablir cet équilibre.

À 16 h 58, toutes les principales sous-stations étaient rétablies. Les sous-stations sont les points où l’électricité est commutée entre différentes parties du réseau et où sa tension est modifiée pour le transport ou la distribution. Leur remise en service a constitué une étape importante pour rétablir l’alimentation électrique dans le pays, tandis que chaque unité de production poursuivait ses propres opérations de redémarrage.

Pourquoi certaines centrales ont mis plus de temps à redémarrer

Plusieurs unités de production thermiques et à cycle combiné ont rencontré des problèmes liés aux équipements auxiliaires, au vireur ou à la séquence de démarrage à froid pendant le rétablissement. Un problème de système auxiliaire a retardé le redémarrage d’une unité de production à Yugadanavi. Des difficultés techniques ont également affecté la remise en service de certaines unités de Lakvijaya.

Les systèmes auxiliaires fournissent les services nécessaires au fonctionnement d’une centrale, notamment les pompes, le refroidissement et les commandes. Un grand générateur dépend de leur disponibilité pour fonctionner normalement. Le vireur fait tourner lentement l’arbre d’une turbine pendant l’arrêt ou la préparation au redémarrage, afin de contribuer à la maîtrise des variations de température.

Un démarrage à froid consiste à ramener une centrale, depuis un état refroidi, à sa température et à sa pression de fonctionnement, selon une séquence contrôlée. Les centrales à cycle combiné, qui utilisent des turbines à gaz et récupèrent leur chaleur pour produire davantage d’électricité au moyen d’une turbine à vapeur, comportent plusieurs systèmes interdépendants à remettre en service.

Ces contraintes de redémarrage aident à comprendre l’écart entre le rétablissement du réseau de transport et la récupération des capacités de production. En fin d’après-midi, le réseau pouvait de nouveau acheminer l’électricité sur ses principaux axes. La quantité d’électricité disponible dépendait toujours du nombre d’unités de production remises en service.

Comment la panne a entraîné des coupures en soirée

La pénurie persistante s’est traduite par l’approbation de trois jours de coupures d’électricité, les 19, 20 et 21 octobre. La Commission des services publics a autorisé une heure de coupure tournante par jour dans quatre groupes. Le Ceylon Electricity Board a publié des horaires couvrant la période du soir, de 16 h 30 à 21 h.

Ces coupures étaient soumises à la nécessité de gérer la demande lorsque la production disponible ne suffisait pas à couvrir la consommation. Le service d’électricité a averti que les horaires effectifs de coupure et de rétablissement pouvaient varier de 30 minutes et que la répartition entre les groupes pouvait évoluer selon la demande, la disponibilité de la production et les conditions météorologiques.

Le spécialiste de l’énergie, le Dr Vidura Ralapanawa, a déclaré que les trois unités de Lakvijaya avaient cessé de fonctionner, retirant environ 900 mégawatts du réseau national. Selon lui, il faudrait au moins quatre à cinq jours pour remettre en service la première unité, soit au-delà des trois dates couvertes par le programme de coupures approuvé.

Les 900 mégawatts correspondent à la perte des trois unités de la centrale dans les suites plus générales de l’incident. Les 187 mégawatts indiqués dans la chronologie préliminaire de la panne correspondent à la production enregistrée par l’unité 1 juste avant la perturbation. Ensemble, ces chiffres illustrent comment un problème initialement limité à une unité s’est transformé en un défi plus vaste pour l’approvisionnement en électricité.

Pour les consommateurs, le réseau national de transport a été rétabli le 17 octobre, mais les pénuries de production ont ensuite pu nécessiter des coupures programmées. L’enquête détaillée devrait préciser l’événement déclencheur et la séquence des interventions des systèmes de protection.

Points clés

• La chronologie détaillée situe la panne du 17 octobre entre 11 h 43 min 29 s et 11 h 43 min 59 s.
• La production de l’unité 1 de Lakvijaya a fortement chuté et la fréquence du réseau est tombée à 48,75 hertz en deux secondes.
• Les cinq niveaux du dispositif automatique de délestage de la demande en cas de sous-fréquence se sont activés ; le dispositif concernait 449,2 mégawatts, soit 39,6 % de la demande.
• Les conclusions préliminaires comportent des divergences non résolues sur la perte de production initiale, la durée de l’effondrement et sa cause sous-jacente.
• Le rétablissement a progressé à l’aide de quatre systèmes ; toutes les principales sous-stations étaient remises en service à 16 h 58.
• Les problèmes de redémarrage des centrales se sont poursuivis après le rétablissement du réseau de transport, et des coupures conditionnelles en soirée ont été approuvées du 19 au 21 octobre.
• Le NSO a remis son rapport préliminaire le 23 octobre ; une enquête détaillée doit suivre.