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Page sur le transport du courant électrique

Alternatif triphasé (AC : Alternative Current) : Le transport se fait normalement sur 3 câbles en courant triphasé. Un fil de terre à forte capacité n'est pas nécessaire.
Continu (HVDC : high voltage direct current) : Le transport se fait souvent sur deux conducteurs. Des fils de terre sont placés au sommet des pylones de polarité inversée. Le retour se fait par es électrodes plongées dans l'eu salée pour les câbles sous-marins.
Pylônes : Les dessins représentent des pylônes haute tension d'une hauteur proportionnelle à la tension (de 35 m à 50 m de haut). Les câbles sont tendus entre deux pylônes et ne doivent pas se toucher ou se rapprocher trop quand le vent les fait balancer sur leur trajet entre pylônes. Le cercle dans lequel ils peuvent osciller est représenté sur le schéma de gauche. Il faut tenir compte du fait que les câbles chauds s'allongent un peu. Les gros câbles sont agencés en multiples de 3 pour le triphasé ou de 2 pour du courant continu.
Les fils de terre ne sont pas indispensables, ni en triphasé. Des fils de terre de petite puissance sont souvent placés au-dessus des pylônes pour remédier aux déséquilibres entre phases. Les câbles doivent être isolés de l'armature du pylône par des disques isolants en verre ou en résine, lesquels supportent la tension mécanique des câbles. Chaque disque permet une isolation de l'ordre de 30 kV,même par temps un peu humide. Il faut ainsi 33 disques pour des lignes de 1 MV.Des isolateurs qui tiennent le câble suspendu en ligne droite sont utilisés quand le balancement latéral exagéré des fils est un risque faible.
Un potentiel important est mesurée entre chaque câble et la terre. Les décharges dans l'air ambiant (ionisation de l'air et perte de courant) deviennent importantes à partir de 1 MV. (Cette tension maximum limite le potentiel moyen à 707 kV (ou 765 kV) en courant alternatif). En pratique le a tension maximum du continu est de 500 kV mais des tensions de 700 kV sont à l'étude.
Les pylônes supportent souvent 6 câbles principaux.Pour augmenter la sécurité en cas de pannes sur des réseaux très chargés, on multiplie le nombre de lignes au lieu de mettre plus de 6 câbles.Les pylônes actuels pour le HVDC n'ont que 2 câbles principaux.

Déperdition d'énergie

Les câbles de la ligne de transport chauffent par effet joule (et un peu par la radiation du soleil) et se refroidissent par circulation d'air autour des conducteurs. Les fils ne peuvent pas dépasser la température limite où leur allongement devient permanent par effet de fluage, une destruction permanente. Des calculs permettent d'estimer cette température et donc d'approcher de la limite. Une ligne à très haute tension a une capacité plus grande en hiver dans le grand Nord (mais le givre peut poser des problèmes).
Chaque câble fonctionnel est fait de un ou plusieurs câbles parallèles (normalement 2, jusqu'à 6). Chaque câble a souvent une âme en acier et est entouré par de l'aluminium qui a le meilleur rapport conduction/poids. Le courant total passant par 3 câbles triphasés d'un grand pylône est de l'ordre de 2000 ampères, pouvant donc transporter une puissance de un GW sur des installations de 500kV [84]. Si la déperdition est de 1% sur 50 km, elle est de 20% sur 1000 km. Les câbles souterrains ou les câbles en mer sont beaucoup plus chers à construire et ont une puissance plus limitée car la chaleur est plus difficile à dissiper.
Les lignes doivent parfois être déconnectées pour des réparations et des redondances sont donc prévues dans les réseaux. L'entretien des lignes est cher. La distribution depuis de grandes centrales à 200 km demande plus d'investissements que par des petites centrales réparties tous les 50 km.
Pour transporter la demande variable d'électricité et bénéficier de sécurités en cas de panne d'un groupe de câbles, la puissance des lignes (P = V x I) est diminuée. Les lignes sont souvent chargées en moyenne à la moitié de leur puissance maximum. La déperdition, qui est proportionnelle à la résistance R et au carré de l'intensité du courant transporté (E=R x I), est ainsi divisée par quatre. Il faudrait deux fois plus de lignes à très haute tension pour réduire les pertes totales à un quart. Si la déperdition est de 5% en conditions normales, elle est de 20% quand la ligne est utilisée à son maximum.

Supraconducteurs

La découverte de matériaux supraconducteurs (R = 0) à température élevée a apporté des espoirs pour réduire les pertes.Malheureusement ces matériaux perdent leur supraconductivité quand ils transportent une puissance importante.
Dans tous les domaines de recherche, les médias annoncent des avancées révolutionnaires, que ce soit pour la fusion nucléaire, les coefficients de charge éoliens, la stabilisation des réseaux ou la supraconductivité. L'expérience montre que, s'il est efficace de financer des recherches, il n'est pas sage de compter sur ce qui reste encore du domaine de la recherche pour planifier la gestion de l'énergie ou lancer de grands investissements de production (cela se fait pourtant dans l'éolien). Cependant, il vaut mieux attendre en espérant des technologies révolutionnaires plutôt que de dépenser son capital pour ce qui n'est pas indispensable et qui pourrait être dépassé quelques années plus tard.

Cabines de transformation et entretien

Les cabines de transformation du voltage (transformateurs) coûtent une fraction élevée du total des frais de transport. Elles sont d'autant plus chères que le potentiel à l'entrée est plus élevé. On a donc intérêt à employer de faibles potentiels en zone dense d'habitation où il y a beaucoup de transformateurs.

Des potentiels correspondant aux distances de transport.

La déperdition pour une puissance P donnée varie comme l'inverse du carré du voltage (E = R x P2 / V2). La déperdition sur une ligne de 100 km en 500 kV est la même que sur 10 km en 50 kV ou 4 km à 20 kV ou sur 1 km en 5 kV ou sur 75 m en 380 V. L'électricité est ainsi distribuée en séquence sur 3 ou 4 câbles où le voltage diminue par étape.
Supposons qu'il y ait 4 déperditions équivalentes à chaque étape de l'exemple suivant : 50 km en 500 kV; 5 km en 50 kV ; 500m en 5 kV ; 40 m en 380V ; soit au total 55 km qui sont rarement en ligne droite.
Un trajet moyen de 50 km entre la centrale et l'utilisateur fait perdre 7% à 8% du courant, une partie des pertes provenant des transformateurs. D'autres pertes du même ordre proviennent de la consommation électrique des centrales génératrices d'électricité. De même, les éoliennes ne comptent pas leur consommation d'électricité et leurs pertes jusqu'à la connexion au réseau dans le calcul de leur puissance et de leur coefficient de charge.

Lignes triphasées à très haute tension

Pour de longues distances, on emploie des lignes de 500 kV sur des pylônes de 40 m de haut. Chaque ligne bloque un couloir aussi large qu'une autoroute, couloir qui peut être à flanc de coteau et où l'on peut cultiver (sauf des arbres) mais où il serait dangereux d'habiter. Les constructeurs doivent ou devraient exproprier les maisons dans un nouveau couloir.
Un groupe dans une ligne à très haute tension peut transporter jusqu'à un GW (puissance d'un réacteur nucléaire). Un rangée de pylônes (à 2 groupes de câbles) transporte donc 2 GW en triphasé ou 3 GW en continu. (Cela dépend aussi de la distance du transport).
Le prix d'une ligne transportant 2 GW sur 1000 km est de l'ordre de 1 G€ sans compter les prix d'appropriation des terrains, ce qui en Europe multiplierait le coût par 3 et est presque aussi mal vécu que les implantation d'éoliennes par les riverains.
Les lignes enterrées à haut voltage sont 3 fois plus chères et ne transportent qu'un tiers du courant [84], ce qui fait que le coût par unité transportée est multiplié par 10 sur les câbles enterrés ou sous-marins, par exemple entre l'Angleterre et le continent.
L'avantage du courant triphasé est que le voltage peut être transformé dans des appareils statiques appelés transformateurs. Ces cabines de transformations sont économiques à l'achat et à l'entretien. Elles peuvent donc être nombreuses.

La puissance réactive dans les transmissions à très grande distance

Si le courant se déplaçait à la vitesse de la lumière, il lui faudrait 5 ms pour parcourir 1500 km, de quoi traverser la France en diagonale. La fréquence du courant est de 50 périodes par seconde, soit, 20 ms par période. Soit 5 ms pour un quart de période. Le courant va d'un potentiel élevé à un plus faible. Le voltage n'est pas en parfait synchronisme avec le courant mais doit le précéder un peu.
La puissance réactive est un autre moyen de voir ce phénomène. Le courant alternatif dans un réseau n'est pas seulement une oscillation du courant I en synchronisme avec l'oscillation du voltage V. La puissance réactive d'un réseau alternatif est un courant décalé de 90° par rapport au voltage. Cette puissance ajoute des pertes au réseau sans transmettre de puissance utile et réduit la puissance active qui peut être transmise.
Plus la distance de transport est grande, plus la puissance réactive à associer est importante.
En pratique, on a rarement eu besoin de transports à très grande distance avant les grands projets de renouvelable et, en dessous de 300 km, les lignes très haute tension reviennent moins cher avec des voltages moins extrêmes : 440 kV ou 220 kV.
Pour transmettre à grande distance, il faut des générateurs électriques capables de produire assez d'énergie réactive, ce que peuvent générer les grosses centrales thermiques et les centrales nucléaires mais pas les éoliennes actuelles ou les petites centrales de cogénération. Celles-ci sont construites au moindre coût mais devraient inclure des dispositifs plus compliqués et plus chers pour pouvoir être connectés au réseau en améliorant sa stabilité au lieu de la compromettre.
Un dispositif qui permet de réguler la puissance réactive sur un noeud du réseau s'appelle un déphaseur. Il permet de connecter des éoliennes sans désynchroniser le réseau mais il faut, en plus, ajouter des lignes HT si la puissance transportée dépasse la capacité des lignes existantes.

Lignes haute tension à courant continu

Les lignes HT à courant alternatif ont un voltage maximum de l'ordre de 765 kV (voltage moyen de l'oscillation). Des lignes à courant continu peuvent avoir un voltage continu plus élevé (disons, 1 MV) et transmettre jusqu'à 3 GW sur des pylônes très hauts.
Une cabine de transformation de courant alternatif en courant continu ou inversement est plus de 2 à 4 fois plus chère qu'un transformateur de courant alternatif triphasé. Les pertes de la cabine sont aussi plus élevées, disons, 1% de l'énergie transportée. La perte sur 1000 km de lignes n'est ensuite que de 2% au lieu de 3%. Si l'on ne considère que les pertes, les lignes HT en continu ont moins de pertes à partir de 300 km. Si l'on inclut les frais financiers des stations de transformation, la longueur minimum nécessaire pour un prix compétitif est actuellement d'au moins 500 km. Les frais totaux, cabines et lignes, sont alors réduits à partir de 1000 km (le pourcentage de perte diminue quand la ligne ne travaille pas à son maximum).
Les lignes à courant continu ne sont pas une innovation technologique propre à changer significativement le coût du transport électrique en dessous de 1500 km mais elles ont d'autres avantages.Le transport par courant continu évite la synchronisation entre réseaux indépendants. Le courant continu est actuellement une solution intéressante pour des interconnexions de réseaux indépendants.
Ce qui est innovant dans la HVDC est l'emploi de thyristors de puissance. Ces transistors ne sont pas des redresseurs car une entrée accessoire commande de laisser passer le courant ou non. Le courant peut atteindre 5000 ampères mais la tension ne peut pas dépasser 6 KV. Les thyristors (IGCT) sont mis en série. On a besoin de 40000 IGCT refroidis pour une ligne HVDC.
Les câbles sous-marins ont un prix bien plus élevé que celui des lignes aériennes (20 fois). Le prix élevé des cabines de transformation de continu en alternatif est donc une partie moins importante du coût, ce qui facilite le choix du continu.

Le réseau subdivisé en réseaux indépendants

Pour qu'un réseau électrique global fonctionne aux états-Unis, les ingénieurs ont divisé le réseau américain en zones indépendantes, chacune ayant une fréquence synchronisée propre. Les distances de transmission internes sont assez réduites pour ne pas déstabiliser chacun de ces réseaux.
Des statistiques montrent les endroits où la fréquence et le voltage ont tendance à s'écarter de celle du réseau et ces informations (ces alertes) servent à choisir des actions pour mieux répartir les transmissions et les générations locales et minimiser ces incidents.
La transmission entre zones indépendantes se fait par des lignes à courant continu. Cette transmission accessoire sert de sécurité d'appoint en cas de panne d'une unité mais reste assez limitée. Une exception est le transport de l'électricité hydraulique surabondante au Québec jusqu'aux états-Unis. Le transport d'électricité entre réseaux est bien mesuré et les frais de transport sont attribués à ceux qui les occasionnent.
La description de lignes transportant du courant continu (jusqu'à 1 MW à 320 kV). On peut connecter sur une nouvelle technologie HVDC, des stations intermédiaires VSC (Voltage Source Converters). On peut ainsi greffer des déviations vers des prises locales, tels que des parcs éoliens. Ces stations VSC consomment au moins 3% de la puissance à chaque extrémité.

L'interconnexion progressive des réseaux

A la fin du XXIe et au début du XXe siècle, les usa ges de l'électricité se multiplient, aussi bien au niveau domestique qu'industriel (notamment l'électrification des tramwà ys, métros et chemins de fer). Dans chaque grande ville s'implantent des compagnies d'électricité. Ces dernières construisent des centrales électriques et de petits réseaux locaux, chacun utilisant des fréquences et des niveaux de tension différents. Les opérateurs se rendent compte tardivement de l'intérêt d'utiliser une fréquence unique (indispensa ble a l'interconnexion des réseaux) et l'on voit apparaitre finalement 2 standards de fréquence : le 60 Hz sur la majorité du continent américain et le 50 Hz quasiment partout dans le reste du monde.
Dans la première moitié du XXe siècle les réseaux urbains des pays industrialisés se sont agrandis à fin d'électrifier les campagnes. En parallèle, ces réseaux se sont interconnectés entre eux au niveau régional à fin d'engranger des économies d'échelle sur la taille des centrales de production et de mieux valoriser des ressources énergétiques géographiquement localisées, comme la production hydraulique située dans les zones montagneuses, éloignée des grands centres de consommation. au fur et amesure de l'augmentation des puissances appelées et des distances des lignes d'interconnexion, la tension d'exploitation des lignes à également augmentée (1re ligne à 220 kV construite en 1923 aux états-Unis, celle à 380 kV en 1930 en allemagne). L'apparition en 1937 du premier turbo-alternateur refroidi à l'hydrogène, d'une puissance de 100 MW, ouvre la voie des centrales électriques de forte puissance.
Une difficulté du développement des réseaux électriques est l'héritage du passé, car les infrastructures sont conçues pour durer plusieurs dizaines d'années. L'électrification des campagnes était aisée du fait de l'absence de tout réseau antérieur, permettant ainsi la mise en oeuvre des standards du moment (en termes de tension et de fréquence).Dans les années 1950, les compagnies européennes se coordonnent pour uniformiser les tensions des réseaux de transports à 400 kV, ce qui permet en 1967 la première interconnexion des réseaux français, allemands et suisse a laufenbourg(Suisse).
la deuxième moitié du XXe siècle à connu en outre un renforcement des interconnexions intrà -nationales et un développement significatif des interconnexions transnationales, dans le but principal de créer des capacités de secours mutuel entre opérateurs et d'améliorer globalement la stabilité des systèmes électriques, ainsi que, de façon plus ponctuelle, de créer des capacités d'échange d'énergie sur le long terme.
L'Europe, avec sa forte densité de population et un niveau élevé de développement économique et industriel, présente un réseau électrique a la fois dense et maillé. la mise en place d'interconnexions physiques dans ces conditions, à nécessité l'adoption de règles communes de sûreté entre les exploitants des divers systèmes, souvent nationaux pour prévenir les risques d'incident de grande ampleur. aujourd'hui, c'est l'ENTSO-E, anciennement UCTE, qui effectue cette coordination en Europe.
Enfin plus récemment, dans le cadre de la construction du marché intérieur de l'électricité, la Commission européenne à choisi d'encourager le développement des capacités d'interconnexion transfrontalières, à fin d'accroître les potentiels d'échange et l'interconnexion commerciale des marchés nationaux.
Pour le XXIe siècle, les réseaux sont confrontés ad'importants nouveaux défis :
Détail
accueillir simultanément, sans diminuer significativement la sûreté et la qualité de fonctionnement du réseau, des unités de production stables et commandables (électricité hydroélectrique ou issue de centrales thermiques) ainsi que sources moins prévisibles et souvent pas ou très peu commandables, comme l'énergie solaire ou l'énergie éolienne. Ces sources d'énergie font dans de nombreux pays développés l'objet de programmes de développement a un rythme soutenu.
faciliter l'interaction entre les consommateurs et le système électrique notamment pour adapter la demande aux capacités de production lorsque cela est nécessaire.
être plus économes en ressources non renouvelables qu'il s'agisse des matériaux pour leur construction comme des pertes qu'ils entrainent.
accueillir de nouveaux usa ges comme le véhicule électrique.
A ces sujets, les prospectivistes annoncent un réseau intelligent (Smart grid) plus souple et capable de mieux intégrer les sources d'énergies propres et sûres, mais diffuses et non continues telles que l'éolien et le solaire.

Généralités

Un réseau électrique est tout d'abord défini par le type de courant électrique qu'il utilise. Une fois fixé, ce choix engage l'avenir et est lourd de conséquences car les modifications sont à posteriori très délicates. Ensuite, lors de l'exploitation des réseaux, certaines grandeurs électriques doivent être surveillées régulièrement pour s'assurer que les conditions d'exploitation sont bien respectées.
Choix stratégiques de l'onde électrique
Les réseaux électriques actuels utilisent un courant alternatif triphasé sinusoïdal. Ce choix décisif découle d'un ensemble de raisons que nous présentons ici.
Nécessité de transporter l'électricité a une tension élevée
De la sortie de la centrale électrique au compteur de l'utilisateur final, l'électricité doit transiter sur un réseau électrique. Ces réseaux possèdent souvent la même structure d'un pays a l'autre, car le transport de fortes puissances sur de longues distances impose la minimisation de l'effet Joule.
Le transport d'électricité entraine des pertes dues a l'effet Joule, qui dépendent de l'intensité I, de la tension U et de la résistance R de la ligne. Pour du courant triphasé on obtient : Pperte joule = RI² = R * (P² électrique / 3U²)
Pour une même puissance électrique transmise par la ligne et à résistance égale, les pertes par effet Joule diminuent donc comme le carré de la tension : elles sont divisées par quatre quand la tension double. ainsi, une ligne d'une centaine de km avec une résistance de 10 O sur laquelle circule 400 MW entrainerait environ 4 MW de perte Joules si elle était exploitée à 200 kV, mais seulement 1 MW si elle était exploitée à 400 kV.
L'enjeu de ces pertes peut se mesurer aux montants d'énergie très importants que cela représente : pour la France, sur les 509 TWh produits en 2005, environ 25 TWh ont été perdus suite aces phénomènes (pour cause d'effet Joule, d'effet couronne ou de pertes avide), soit 5% de la production électrique française.
Les coûts de construction d'une ligne à 400 kV, 20 kV ou 220 V sont cependant très différents. Il faut donc trouver un optimum technico-économique entre les différents niveaux de tension, au vu du gain espéré (relatif a la diminution des pertes par effet Joule). On arrive ainsi a une structure multicouche des réseaux électriques, avec les réseaux transportant de grandes quantités d'énergie exploités ades tensions de plusieurs centaines de kilovolts et la tension diminuant au fur et amesure que les puissances transportées décroissent.
Courant alternatif ou continu
Le transport de puissances importantes sur de longues distances nécessite des tensions élevées. Il faut donc des transformateurs pour passer d'une tension a une autre, or ils ne fonctionnent qu'avec du courant alternatif. Les changements de tension sur un système acourant continu n'est pas aussi efficace (plus de pertes) qu'en alternatif (transformateur). Le gain de l'élévation de tension serait contreba lancé par les pertes plus importantes lors des phases d'abaissement de la tension. De plus la coupure des courants dans les disjoncteurs est facilitée par le passa ge répétitif à zéro du courant alternatif. Ce dernier entraine quand même des contraintes d'utilisation, notamment les 2 suivantes :
Détail
l'existence d'effets inductifs et capacitifs dans les lignes électriques qu'il faut compenser à fin d'en limiter les effets sur la tension
la création d'un effet de peau qui concentre le courant a la périphérie des câbles électriques, augmentant ainsi les pertes Joules et nécessitant dans certains cas des dispositions particulières.
Le courant alternatif s'est imposé dans presque tous les réseaux, mais le courant continu reste encore intéressant pour certains projets particuliers où le recours ades stations de conversion onéreuses est nécessaire .
Pourquoi une tension sinusoïdale
la solution la plus commode pour produire de manière industrielle de l'énergie électrique est l'entrainement d'un alternateur par une turbine, le tout en rotation autour d'un axe. De manière naturelle ces installations produisent des tensions sinusoïdales.
En sens inverse et tout aussi naturellement, ces tensions sinusoïdales permettent l'entrainement régulier d'un moteur électrique.
Cette facilité d'utilisation à la production et a l'usa ge dans les machines tournantes constituent les deux grands atouts de la tension sinusoïdale.
Un système monophasé ou triphasé
Il est tout à fait possible de réaliser un réseau uniquement en courant monophasé. Les raisons qui ont conduit à adopter le réseau triphasé sont les avantages techniques et économiques importants qu'il présente :
Un alternateur de très forte puissance ne peut pas fonctionner en produisant un courant monophasé car la puissance fluctuante qui en résulte provoque une destruction de l'arbre de liaison entre l'alternateur et la source d'énergie mécanique qui le met en rotation. En effet, un système monophasé voit sa puissance instantanée passer par une valeur nulle achaque oscillation de l'onde de tension (lorsque la tension ou l'intensité passe par zéro). la puissance instantanée est donc variable. au contraire, les systèmes triphasés équilibrés assurent une puissance instantanée constante, c'est-à-dire sans acoup, ce qui est important en électromécanique.
Le transport d'une même puissance électrique en triphasé (sans neutre) nécessite une section de câbles conducteurs deux fois plus faible qu'en monophasé. L'économie qui en découle sur le coût de réalisation des lignes est notable.
Les courants triphasés peuvent produire des champs magnétiques tournants en répartissant d'une manière spécifique les bobinages sur un rotor. Or les machines électriques qui produisent et utilisent ces courants fonctionnent de manière optimale en régime triphasé.
Une distribution de l'électricité en courant triphasé avec fil de neutre permet de proposer pour un même réseau deux tensions d'utilisation différentes :
Détail
soit entre une phase et le neutre : par exemple 230 V en Europe
soit entre deux phases : par exemple 400 V en Europe
Fréquence des réseaux électriques
Choisir la fréquence d'un réseau est déterminant car on ne peut plus revenir en arrière une fois que le réseau à atteint une certaine taille.
Une fréquence élevée est particulièrement intéressante pour les transformateurs, permettant ainsi de réduire leur taille. Les ampoules électriques sont elles aussi mieux adaptées aux fréquences élevées (apparition de clignotements avec des fréquences faibles). D'autres applications, particulièrement celles faisant appel aux inductances (type moteur électrique, ou ligne de transport agrande distance), ont un meilleur rendement avec des fréquences faibles. C'est a la fin du XIXe siècle que cette question s'est posée, mais la faible dimension des réseaux permettait acette époque d'ajuster la fréquence en fonction de l'utilisation que l'on devait en faire et des fréquences de 16 Hz à 133 Hz coexistaient.
C'est Westinghouse, probablement avec les conseils de Tesla, qui imposa progressivement le 60 Hz aux états-Unis. En Europe, après que à EG eut choisi le 50 Hz, cette fréquence se diffusa petit apetit. On conserve aujourd'hui cet historique et les réseaux actuels sont exploités soit à 50 Hz, soit à 60 Hz.
Grandeurs électriques importantes
Les grands réseaux électriques nécessitent la surveillance constante de certains paramètres à fin de maintenir le réseau, ainsi que les installations de production et de consommation qui y sont raccordées, dans les domaines d'utilisation prévus. Les principales grandeurs a surveiller sont la fréquence, la tension, l'intensité dans les ouvrages et la puissance de court circuit.
Surveillance de la tension
Un grand réseau électrique possède de multiples niveaux de tension. Chaque niveau de tension est conçu pour une plage d'utilisation bien spécifique. Des tensions légèrement trop élevées conduisent a une usure prématurée du matériel, puis si elles sont franchement trop élevées a un claquage de l'isolant (cas des câbles souterrains, des câbles domestiques, ou des isolateurs des lignes électriques). Les surtensions très élevées sur des conducteurs nus peuvent conduire ades amorçages avec des objets proches, par exemple des arbres.
à contrario, des tensions trop basses par rapport a la plage spécifiée conduisent a un mauvais fonctionnement de beaucoup d'installations, que ce soit chez les consommateurs, ou sur le réseau en lui-même (mauvais fonctionnement des protections). De plus, des tensions basses sur les réseaux de transport d'électricité ont été la cause de grands incidents qui ont été responsa bles de la coupure de plusieurs millions de foyers .
Bien que les plages d'utilisation des matériels spécifient une marge de 5 à 10 % par rapport a la tension nominale, les grands opérateurs de réseaux privilégient actuellement une exploitation plutôt en tension haute car cela limite les pertes joules dans le réseau.
Problématique de l'intensité
L'intensité est un paramètre particulièrement important a surveiller car elle peut entrainer la destruction de matériel coûteux (les transformateurs et les câbles), ou bien mettre en danger la sécurité des biens et des personnes (cas des lignes aeriennes). L'IMap (Intensité Maximale admissible en Permanence) est l'intensité maximale a laquelle un ouvrage peut être exploité sans limitation de durée. à fin de faciliter l'exploitation des réseaux électriques, certains ouvrages peuvent être exploités a une intensité supérieure a l'IMap mais pendant une durée limitée. De plus, certains ouvrages sont munis de protections particulières qui les mettent en sécurité si l'intensité dépasse une certaine valeur pendant une durée définie.
Le problème créé par une intensité trop élevée est un échauffement par effet Joule important. la conséquence de cet échauffement se manifeste de différente manière selon les ouvrages considérés :
Détail
pour les câbles électriques (présence d'une gaine isolante) : la chaleur produite par le câble doit être évacuée par l'intermédiaire de l'isolant électrique, qui est souvent mauvais conducteur de chaleur. De plus, les câbles étant souvent souterrains, cette chaleur s'évacue d'autant plus mal : en cas d'intensité trop élevée, le risque est la destruction physique du câble par surchauffe.
pour les transformateurs : les enroulements des transformateurs sont en général immergés dans un bain d'huile qui joue le rôle d'isolant électrique mais également de fluide caloporteur aeroréfrigérant. En cas d'intensité trop élevée, l'huile ne peut plus évacuer assez de chaleur et les enroulements risquent de se détériorer par surchauffe.
pour les lignes électriques aeriennes (absence de gaine isolante) : les conducteurs s'échauffant par effet Joule, ils vont aussi s'allonger par le phénomène de dilatation thermique ,la ligne électrique étant maintenue achaque extrémité par un pylône, cet allongement và se matérialiser par une réduction de la hauteur entre la ligne et le sol, ce qui conduit a un amorçage (arc électrique créant un court circuit) au vu des tensions importantes utilisées dans ces réseaux. Heureusement des protections sont installés sur les lignes pour éviter de tels amorçages qui sont bien sûr extrêmement dangereux.
Intensité de court circuit
L'intensité de court circuit (abrégée Icc) est une grandeur théorique qui correspond au courant que l'on pourrait mesurer en un point du réseau si ce point était relié directement a la terre. Elle est égale au courant circulant dans un ouvrage lors d'un défaut triphasé franc a la terre .L'Icc est fournie principalement par les groupes de production. Elle est élevée dans les noeuds du réseau que sont les postes électriques (sur le réseau 400 kV européen, les valeurs sont de l'ordre de 30 à 50 kà ). L'Icc devient de plus en plus faible au fur et amesure que les niveaux de tension décroissent et que l'on s'éloigne des postes électriques.
Les matériels utilisés dans les postes électriques sont conçus pour résister a une valeur maximale d'Icc : au-delà, il y à un risque de casse de matériel en cas de court-circuit (causé par la foudre, le givre, une rupture de matériel...) Les bris de cette nature sont notamment causés par des phénomènes électrodynamiques puissants qui ont lieu lorsque des conducteurs sont soumis ades courants exceptionnellement forts.
Un réseau électrique à cependant tout intérêt à avoir une Icc élevée. En effet, cela permet l'amortissement des perturbations émises par les grandes industries (problème des flickers), ainsi qu'une réduction des chutes de tension lors des courts circuits sur le réseau. Pour le consommateur, l'Icc correspond a l'intensité maximum que peut fournir le réseau : une Icc suffisante est donc indispensa ble au démarrage des gros moteurs électriques. De manière générale, une Icc élevée maintient une bonne qualité de l'onde électrique fournie aux clients.
Structure des réseaux électriques

structure maillée : les postes électriques sont reliés entre eux par de nombreuses lignes électriques, apportant une grande sécurité d'alimentation.

structure radiale ou bouclée (les postes rouges représentent les apports d'énergie) : la sécurité d'alimentation, bien qu'inférieure à celle de la structure maillée, reste élevée.

structure arborescente (les postes rouges représentent les apports d'énergie) : la sécurité d'alimentation est faible puisqu'un défaut sur la ligne ou sur le poste rouge coupe l'ensemble des clients en aval.
Chaque type de structure possède des spécificités et des modes d'exploitation très différents. Les grands réseaux d'énergie utilisent tous ces types de structure. Dans les niveaux de tension les plus élevés, on utilise la structure maillée : c'est le réseau de transport. Dans les niveaux de tension inférieurs, la structure bouclée est utilisée en parallèle de la structure maillée : c'est le réseau de répartition. Enfin, pour les plus bas niveaux de tension, la structure arborescente est quasiment exclusivement utilisée : c'est le réseau de distribution.
Le réseau de transport
Les réseaux de transport sont à haute tension (HTB) (de 50 kV à 400 kV) et ont pour but de transporter l'énergie des grands centres de production vers les régions consommatrices d'électricité. Les grandes puissances transitées imposent des lignes électriques de forte capacité de transit, ainsi qu'une structure maillée (ou interconnectée). Les réseaux maillés garantissent une très bonne sécurité d'alimentation, car la perte de n'importe quel élément (ligne électrique, transformateur ou groupe de production) n'entraine aucune coupure d'électricité si l'exploitant du réseau de transport respecte la règle dite du "N-1" (possibilité de perdre n'importe quel élément du réseau sans conséquences inacceptables pour les consommateurs).
Les réseaux de distribution ont pour but d'alimenter l'ensemble des consommateurs. Il existe deux sous niveaux de tension :
Détail
les réseaux amoyenne tension (de 3 à 33 kV) ;
les réseaux abasse tension (de 110 à 600 V), sur lesquels sont raccordés les utilisateurs domestiques.
Contrairement aux réseaux de transport et répartition, les réseaux de distribution présentent une grande diversité de solutions techniques a la fois selon les pays concernés, ainsi que selon la densité de population.
Les réseaux amoyenne tension (MT) ont de façon très majoritaire une structure arborescente, qui autorise des protections simples et peu coûteuses : apartir d'un poste source (lui-même alimenté par le réseau de répartition), l'électricité parcourt une artère (ou ossature) sur laquelle sont reliées directement des branches de dérivation au bout desquelles se trouvent les postes MT/BT de distribution publique, qui alimentent les réseaux basse tension (BT) sur lesquels sont raccordés les plus petits consommateurs. la structure arborescente de ces réseaux implique qu'un défaut sur une ligne électrique MT entrainerà forcément la coupure des clients alimentés par cette ligne, même si des possibilités de secours plus ou moins rapides existent.
Les ossatures des réseaux amoyenne tension (MT) européens ne sont constituées que des 3 phases, alors qu'en amérique du Nord le fil de neutre est également distribué (3 phases + 1 neutre). Les dérivations MT quant à elles peuvent être constituées de 1 fil (cas de l'australie où le retour de courant s'effectue par la terre) à 4 fils (cas des états-Unis), ou encore systématiquement 3 fils (les 3 phases) comme le réseau français.
Les réseaux MT aeriens sont majoritaires en zone rurale, où la structure arborescente prédomine largement. Par contre en zone urbaine les contraintes d'encombrement, d'esthétique et de sécurité conduisent a une utilisation massive des câbles souterrains. Les réseaux souterrains étant soumis potentiellement à de longues indisponibilités en cas d'avarie (plusieurs dizaines d'heures), il est fait appel ades structures en double dérivation ou ades structures radiales débouclées munies d'appareils automatiques de réalimentation, permettant une meilleure sécurité d'alimentation.
Les réseaux BT résultent de la structure des réseaux MT : en amérique du Nord les réseaux monophasés sont courants (1 neutre + 1 phase), tandis qu'en Europe la distribution triphasée avec fil de neutre est très majoritaire (1 neutre + 3 phases). la structure arborescente est laaussi de loin la plus répandue, car elle est a la fois simple, bon marché et permet une exploitation facile.
Matériels utilisés dans les réseaux électriques
Le réseau électrique est constitué non seulement de matériel haute tension (dit matériel de puissance), mais également de nombreuses fonctions périphériques telles que la téléconduite ou le système de protection.
Matériels de puissance
Les lignes électriques relient les postes entre eux. a l'intérieur d'un poste, on trouve pour chaque niveau de tension un jeu de barre qui relie les départs lignes et les départs transformateurs.
Les lignes électriques
ligne à haute tension.
Le câble violet est le câble de garde. Ces pylônes supportent 2 ternes : le rouge et le bleu. Chaque terne est constitué de 3 phases. Chaque phase est supporté par un isolateur.
Les lignes électriques assurent la fonction transport de l'énergie sur les longues distances. Elles sont constituées de 3 phases et chaque phase peut être constituée d'un faisceau de plusieurs conducteurs (de 1 à 4) espacés de quelques centimètres à fin de limiter l'effet couronne qui entraine des pertes en lignes, différentes des pertes Joule. L'ensemble de ces 3 phases électriques constitue un terne.
Un pylône électrique peut supporter plusieurs ternes : en France jamais plus de 4, rarement plus de 2, mais d'autre pays comme l'allemagne ou le Japon font supporter aleur pylône jusqu'à 8 ternes. Les pylônes sont tous soigneusement reliés a la terre par un réseau de terre efficace. Les pylônes supportent les conducteurs par des isolateurs en verre ou en porcelaine qui résistent aux tensions élevées des lignes électriques. Généralement la longueur d'un isolateur dépend directement de la tension de la ligne électrique qu'il supporte. Les isolateurs sont toujours munis d'éclateurs qui sont constitués de deux pointes métalliques se faisant face. Leur distance est suffisante pour qu'en régime normal la tenue de tension puisse être garantie. Leur utilité apparait lorsque la foudre frappe la ligne électrique : un arc électrique và alors s'établir au niveau de l'éclateur qui contournerà l'isolateur. S'il n'y avait pas d'éclateur, la surtension entre le pylône et la ligne électrique foudroyée détruirait systématiquement l'isolateur.
Un câble de garde, constitué d'un seul conducteur, surplombe parfois les lignes électriques. Il est attaché directement au pylône et ne transporte aucune énergie : il est relié au réseau de terre et son but est d'attirer la foudre à fin qu'elle ne frappe pas les 3 phases de la ligne, évitant ainsi les "creux de tension" perturbant les clients. au centre du câble de garde on place parfois un câble fibre optique qui sert a la communication de l'exploitant. Si on décide d'installer la fibre optique sur un câble de garde déjà existant, on utilise alors un robot qui viendrà enrouler en spirale la fibre optique autour du câble de garde.
Les transformateurs de puissance

un petit transformateur MT / BT
Détail
On trouve sur les réseaux électriques deux types de transformateurs de puissance :
les autotransformateurs qui n'ont pas d'isolement entre le primaire et le secondaire. Ils ont un rapport de transformation fixe quand ils sont en service, mais qui peut être changé si l'autotransformateur est mis hors service.
les transformateurs avec régleurs en charge sont capables de changer leur rapport de transformation quand ils sont en service. Ils sont utilisés pour maintenir une tension constante au secondaire (la tension la plus basse) et jouent un rôle important dans le maintien de la tension.
Les transformateurs étant des matériels particulièrement coûteux, leur protection est assurée par différents mécanismes redondants.
Les postes électriques
Détail
Les postes électriques sont les noeuds du réseau électrique. Ce sont les points de connexion des lignes électriques. Les postes des réseaux électriques peuvent avoir 2 finalités :
l'interconnexion entre les lignes de même niveau de tension : cela permet de répartir l'énergie sur les différentes lignes issues du poste
la transformation de l'énergie : les transformateurs permettent de passer d'un niveau de tension a un autre.
Détail
De plus, les postes électriques assurent des fonctions stratégiques :
assurer la protection du réseau : un système complexe de protection permet qu'un défaut sur un seul ouvrage n'entraine pas la mise hors tension de nombreux ouvrages, ce qui risquerait de mettre une vaste zone hors tension. Cette protection est assurée par des capteurs qui fournissent une image de la tension et du courant ades relais de protection, lesquels élaborent des ordres de déclenchement adestination des disjoncteurs
permettre l'exploitation normale du réseau : présence de plusieurs jeux de barre et de couplage à fin de pouvoir prendre différents schema électriques
assurer la surveillance du réseau : la tension du réseau et l'intensité dans les lignes sont surveillées dans les postes électriques, via des transformateurs de mesure de tension et de courant.
Protection des réseaux électriques
Tout réseau électrique possède des systèmes de protection pour déconnecter le système de production en cas de défaut sur la ligne. L'objectif est de protéger les 3 constituants d'un réseau électrique :
Détail
les organes de production (alternateur)
les réseaux de transport (lignes aeriennes, transformateurs, jeux de barre)
les réseaux de distribution (les clients finaux)
Matériel de conduite et de surveillance
la conduite s'effectue depuis des centres de conduite régionaux ou nationaux. Ceux-ci disposent d'instruments de téléconduite comprenant des dispositifs permettant :
Détail
de commander les organes de coupure (disjoncteurs, sectionneurs)
de connaitre la position de ces organes.
de mesurer un certain nombre de grandeurs (tension, intensité, fréquence)
de signaler des dysfonctionnements (a larmes)
Outre les éléments ci-dessus permettant la conduite a distance, on trouve également des dispositifs locaux, pouvant réaliser de façon automatique des manoeuvres destinées asauvegarder le fonctionnement du système électrique où à rétablir le service lorsque celui à été interrompu.
Un important réseau de voies de télécommunication fiables et sécurisées est nécessaire pour échanger ces informations entre le centre de conduite et les postes qu'il exploite.
Le matériel de surveillance est destiné a l'analyse à posteriori des incidents. Il comprend essentiellement des consignateurs d'état chargés de relever la position des organes de coupure et des perturbographes qui, grâce à un système de mémoire, restituent l'évolution des tensions et des courants pendant le déroulement des incidents. Lorsque des clients sensibles se trouvent aproximité du poste, des qualimètres, destinés amesurer les coupures brèves,peuvent aussi être installés. Les données fournies par ces équipements sont consultées sur place. Par commodité, elles peuvent être transmises a distance, mais la fiabilité demandée aux voies de transmission utilisées est moins importante que dans le cas précédent.
équilibre production - consommation
L'électricité est une des rares énergies qu'il n'est pas possible de stocker agrande échelle (on exclut les systèmes de batteries ou les barrages considérés comme des réserves d'énergie électromécanique à faible inertie). En permanence, les opérateurs des réseaux doivent s'assurer de l'équilibre entre l'offre et la demande. En cas de déséquilibre, on observe principalement deux phénomènes :
Détail
une consommation supérieure a la production : le risque de délestage fréquencemétrique ou de black out n'est pas exclu, (perte rapide du synchronisme sur les alternateurs), comme dans le cas du délestage massif de l'Italie en 2003
une production supérieure a la consommation : il peut y avoir dans ce cas une accélération des machines synchrones qui produisent l'électricité et un emballement pouvant conduire également a un black out par l'intermédiaire de protections fréquencemétriques. Cette situation est connue des systèmes électriques insulaires où la sur-production notamment éolienne entraine parfois des fréquences hautes sur les réseaux, par exemple 54 Hz en Guadeloupe lors de l'été 2008 avec une forte production éolienne en plus de la production centralisée de l'île.
Les interconnexions entre pays permettent de mieux répartir le risque de black out a l'échelle des pays, les pays étant solidaires les uns aux autres dans la gestion de l'équilibre offre - demande : on parle ici de réserve primaire mutualisée.
L'apparition massive de la production décentralisée sur les réseaux terminaux (réseaux de distribution) conduit également atenir compte de cette production non centralisée dans l'équilibre global des réseaux, notamment pour les problématiques de tenue a la tension. L'émergence des réseaux intelligents ou smart grids doit notamment concourir à faire cohabiter l'équilibre global du réseau de transport (fréquence, tension), avec l'équilibre local des réseaux de distribution.

Les systèmes de transmission de courant continu à ultra haute tension

Le nouveau système de transmission de puissance en courant continu de 1 100 kilovolts développé par ABB s'élève à 26 mètres au-dessus du sol, soit l'équivalent d'un immeuble de sept étages.
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