Ligne a haute tension


Ligne a haute tension

Ligne à haute tension

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Lignes à haute tension.

Une ligne à haute tension est le composant principal des réseaux de transport d'électricité. Elle permet le transport de l'énergie électrique des centrales électriques vers les consommateurs. Les lignes à haute tension peuvent être aussi bien aériennes que souterraines ou sous-marines, quoique les professionnels réservent plutôt le terme aux liaisons aériennes.

Les lignes à haute tension aériennes sont composées de câbles conducteurs, généralement en alliage d'aluminium, suspendus à des supports, pylônes ou poteaux. Ces supports peuvent être faits de bois, d'acier, de béton, d'aluminium ou parfois en matière plastique renforcée.

Aujourd'hui, certaines lignes sont régulièrement exploitées à des tensions supérieures à 765 kV[1].

Sommaire

Histoire

La première transmission des impulsions électriques sur une longue distance a été démontrée le 14 juillet 1729 par le physicien Stephen Gray, afin de montrer que l'on peut transférer l'électricité par ce moyen. Pour cette démonstration, il a utilisé des cordes de chanvre humide suspendus par des fils de soie (l'importance des conducteurs métalliques n'était pas appréciée à l'époque).

Toutefois, la première utilisation pratique des lignes aériennes fut dans le contexte de la télégraphie. Le transport d'énergie électrique a été réalisé en 1882 avec la première transmission à haute tension entre Munich et Bad Brook.

L'année 1891 a vu la construction du premier courant alternatif triphasé de lignes aériennes à l'occasion du Salon international de l'électricité, à Francfort, entre Lauffen et Francfort[2].

En 1912, la première ligne à haute tension est entrée en service. Il s'agissait d'une ligne de 110 kV. Elle fut suivie par la première ligne haute-tension de 220 kV en 1923. En Allemagne, en 1957 la première ligne à haute tension de 380 kV est entrée en service (entre la station de transformation et Rommerskirchen). Dans la même année, la ligne aérienne traversant le détroit de Messine a été mise en service en Italie.

À partir de 1967 en Russie, et aussi aux États-Unis et au Canada, des lignes à haute tension de 765 kV ont été construites. En 1982, des lignes ont été construites en Union soviétique, entre Elektrostal (près de Moscou) et la centrale électrique d'Ekibastouz (Kazakhstan), il s'agissait d'un courant alternatif triphasé à 1 200 kV. En 2003, la construction de la plus grande ligne à haute tension a débuté en Chine, le Yangtze River Crossing (en).

Le 6 janvier 2009, la State Grid Corporation of China a mis en service sa première ligne 1 000 kV[3]. La tension maximale de service est égale à 1 100 kV.

L'Inde prévoit un fort développement de son réseau 800 kV, et vers 2013-2014, la mise en service d'un réseau 1 200 kV[4].

Pourquoi utiliser la haute tension ?

Le choix d'utiliser des lignes à haute tension s'impose dès qu'il s'agit de transporter de l'énergie électrique sur des distances supérieures à quelques kilomètres. Le but est de réduire les chutes de tension en ligne, les pertes en ligne, et également d'améliorer la stabilité des réseaux.

Les pertes en ligne sont dues à l'effet Joule, qui ne dépend que de deux paramètres : la résistance et le courant (P = R.I2). L'utilisation de la haute tension permet, à puissance transportée (P = U.I) équivalente, de diminuer le courant et donc les pertes. Par ailleurs, pour diminuer la résistance, aux fréquences industrielles, il n'y a que deux facteurs, la résistivité des matériaux utilisés pour fabriquer les câbles de transport, et la section de ces câbles. À matériau de fabrication et section équivalents, les pertes sont donc égales, en principe, pour les lignes aériennes et pour les lignes souterraines[5].

Les lignes à haute tension font partie du domaine « haute tension B » qui comprend les valeurs supérieures à 50 kV en courant alternatif. L'expression « très haute tension » est parfois utilisée, mais n'a pas de définition officielle. Les tensions utilisées varient d'un pays à l'autre. Schématiquement, dans un pays, on trouvera des tensions de l'ordre de 63 kV à 90 kV pour de la distribution urbaine ou régionale, de l'ordre de 110 à 220 kV pour les échanges entre régions, et de l'ordre de 345 à 500 kV pour les principales interconnexions nationales et internationales. Dans certains pays, on utilise aussi du 800 kV (comme au Canada), et même des tensions plus élevées comme en Chine (1 100 kV), Inde (projet 1 200 kV), Japon (projet 1 100 kV) et dans l'ex-URSS où des essais de transport en « ultra haute tension » ont été effectués en 1 500 kV — mais ce type de tension ne se justifie que pour un transport sur une distance de l'ordre du millier de kilomètres, pour lequel un transport en courant continu peut être une solution intéressante.

La tableau suivant donne l'évolution de la tension des réseaux à courant alternatif depuis 1912, année de la mise en service de la première ligne de tension supérieure à 100 kV.

Ligne Pays Tension réseau Année
Lauchhammer - Riesa Allemagne 110 kV 1912[6]
Braunweiler - Ludwigsbourg Allemagne 220 kV 1929
Boulder Dam - Los Angeles États-Unis 287 kV 1932
Harsprånget - Halsberg Suède 380 kV 1952
Moscou - Volgograd Russie 525 kV 1960
Montréal - Manicouagan Canada 735 kV 1965
Broadford - Baker États-Unis 765 kV 1969
Ekibastouz - Elektrostal Kazakhstan - Russie 1 200 kV[7] 1985
Suvereto - Valdicciola Italie 1 050 kV 1981-1995[8]
Minami - Niigata Japon 1 100 kV[9] 1993
Jindongnan - Jingmen Chine 1 100 kV 2009[10]

Classification

Tensions de fonctionnement

On peut classer les lignes électriques en fonction de leur tension de fonctionnement :

  • Basse tension - moins de 1000 volts, utilisée pour la connexion vers un immeuble d'habitation ou de petits clients commerciaux et de l'utilitaire.
  • Moyenne tension - entre 1000 volts (1 kV) et 33 kV, utilisée pour la distribution dans les zones urbaines et rurales.
  • Haute tension - entre 33 kV et 230 kV utilisée pour le transport de grandes quantités d'énergie électrique.
  • Très haute tension - plus de 230 kV à 800 kV utilisée pour de longues distances, de très grandes quantités d'énergie électrique.
  • Ultra haute tension - supérieure à 800 kV.

En 2009 en Europe, ces classes sont officiellement regroupées en : BT, HTA et HTB

Lignes à courant continu

Dans l'immense majorité des cas, ces lignes à haute tension sont alimentées en courant alternatif triphasé ; mais dans le cadre particulier de certaines traversées sous-marines ou de lignes enterrées, le transport se fait en courant continu (HVDC)[11] pour des raisons d'économie, d'encombrement et de fiabilité. Voici deux exemples plus détaillés :

  • pour la liaison France-Angleterre IFA 2000, le transport se fait à l’aide de deux paires de conducteurs dont la tension continue par rapport à la terre vaut respectivement +270 kV et -270 kV, soit une différence de potentiel entre les deux conducteurs de chaque paire égale à 540 kV ;
  • à Grondines, 100 km au sud-ouest de Québec, la traversée du fleuve Saint-Laurent s’effectue au moyen de deux paires de câbles dont la tension continue par rapport à la terre est de plus ou moins 450 kV, soit une différence de potentiel entre les deux conducteurs de chaque paire égale à 900 kV.

Lignes souterraines

Les lignes souterraines sont utilisées dans quelques cas particuliers : transport sous-marin, franchissement de sites protégés, alimentation de grandes villes, de métropoles ou autres zones à forte densité de population. Les lignes souterraines sont plus répandues en basse et moyenne tension, moins en haute tension du fait des couts prohibitifs[12].

Les lignes souterraines peuvent être à courant continu ou alternatif. L'isolation s'est d'abord faite par papier imprégné d'huile, puis par de nouvelles technologies : isolation synthétique (LIS, XPLE), isolation gazeuse (LIG, CIG), supraconducteurs[13].

Composants

Pylônes

Article détaillé : Pylône électrique.

Pour les lignes aériennes, les opérateurs de transport d'électricité, utilisent des pylônes, en général réalisés en treillis d'acier. Leur fonction est de supporter et de maintenir les conducteurs à une distance suffisante du sol et des obstacles : ceci permet de garantir la sécurité et l'isolement par rapport à la terre, les câbles étant nus (non isolés) pour en limiter le poids et le coût.

Un pylône sur une ligne 400 kV en France

Conducteurs

Le courant électrique est transporté dans des conducteurs. L'énergie électrique étant transportée sous forme triphasée, on trouvera au moins trois conducteurs par ligne. Pour une phase, on peut aussi trouver un faisceau de conducteurs (de deux à quatre) à la place d'un simple conducteur afin de limiter les pertes et d'augmenter la puissance pouvant transiter (voir plus bas).

Les conducteurs en cuivre sont de moins en moins utilisés. On utilise en général des conducteurs en alliage d'aluminium, ou en combinaison aluminium-acier pour les câbles plus anciens ; ce sont des conducteurs composés d'une âme centrale en acier sur laquelle sont tressés des brins d'aluminium. Les conducteurs sont nus, c'est-à-dire non revêtus d'un isolant.

Les conducteurs haute tension sont aériens ou souterrains (et parfois sous-marins). Les conducteurs aériens sont soumis à l'action des facteurs atmosphériques : température, vent, pluie, verglas etc. Ces facteurs interviennent de façon importante dans le choix des paramètres d'une ligne haute-tension : type de conducteur électrique (matériaux et géométrie), hauteur et distance des pylônes, tension mécanique maximum sur le conducteur afin de maintenir une garde au sol suffisante, etc. Le choix de ces paramètres a une grande influence sur les coûts de construction et d'entretien d'une ligne de transmission, ainsi que sur sa fiabilité et sur sa longévité.

Isolateurs

L'isolation entre les conducteurs et les pylônes est assurée par des isolateurs. Ceux-ci sont réalisés en verre, en céramique, ou en matériau synthétique[14]. Les isolateurs en verre ou céramique ont en général la forme d'une assiette. On les associe entre eux pour former des chaînes d'isolateurs. Plus la tension de la ligne est élevée, plus le nombre d'isolateurs dans la chaîne est important. Sur une ligne 400 kV (400 000V), les chaînes d'isolateurs comportent 19 assiettes. On peut alors deviner la tension des lignes en multipliant le nombre d'isolateurs par 20 kV environ.

Câbles de garde

Les câbles de garde ne transportent pas le courant. Ils sont situés au-dessus des conducteurs. Ils jouent un rôle de paratonnerre au-dessus de la ligne, en attirant les coups de foudre, et en évitant le foudroiement des conducteurs. Ils sont en général réalisés en almelec-acier. Au centre du câble de garde on place parfois un câble en fibre optique qui sert à 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 viendra enrouler en spirale la fibre optique autour du câble de garde.

Signalisation

Afin d'éviter les impacts d'aéronefs, les lignes sont signalées par des balises diurnes (boules) ou nocturnes (dispositifs lumineux).

Modélisation électrique

Une ligne électrique parfaite peut être considérée comme un fil d'impédance nulle. Dans la pratique plusieurs phénomènes physiques entrent en jeu : pertes d'énergie par effet Joule, réponse fréquentielle, courants de fuite. Une étude à l'aide d'un modèle théorique simplifié permet de comprendre l'effet de divers paramètres sur le comportement de la ligne.

Modèle en Pi d'une ligne électrique

Le schéma ci-dessus représente un modèle sommaire mais simple d'emploi pour une phase d'une ligne pas trop longue : il constitue une approximation suffisante pour des longueurs de 200 à 300 km. Une ligne plus longue pourra être assimilée à une succession de cellules élémentaires de ce type, à la manière d'une ligne de transmission. Dans le cas d'un défaut à la terre, la coupure du défaut en ligne par un disjoncteur à haute tension donne naissance à la propagation d'ondes de tension entre le disjoncteur et le point de défaut. La fréquence d'oscillation de la tension en aval du disjoncteur est fonction de l'impédance d'onde de la ligne et de la longueur de la ligne en défaut. Si la ligne est ouverte à son extrémité elle peut être assimilée à une réactance capacitive.

Résistance de la ligne

La résistance d'un conducteur filiforme s'écrit :

R=\rho \frac l s \,

Afin de limiter les pertes par effet Joule, on souhaite que la résistance soit la plus faible possible. La longueur l  \, de la ligne étant imposée, on ne peut jouer que sur la résistivité \rho  \, et sur la section s \,.

Résistivité des matériaux utilisés pour les lignes

Le cuivre, dont la résistivité vaut 1,72 x 10-8 Ω∙m, n’est pas utilisé car trop coûteux, mais aussi trop lourd pour les lignes aériennes. On lui préfère des ensembles aluminium-acier ou des alliages aluminium, magnésium et silicium dont la résistivité est de l’ordre de 3 x 10-8 Ω∙m

Section des lignes

La section d’un conducteur aérien d'une ligne à haute tension est de l'ordre de 500 mm2 : il n’est pas avantageux d’augmenter davantage la section des conducteurs.

En effet, à la fréquence de 50 Hz (et a fortiori à une fréquence de 60 Hz), il est avantageux d'utiliser deux conducteurs de 500 mm2 en remplacement d'un de section 1000 mm2 à cause de l'effet pelliculaire ou effet de peau.

Par ailleurs, sur des lignes de tension supérieure ou égale à 345 kV, il est nécessaire de prévoir au moins deux conducteurs par phase pour limiter les pertes par effet couronne.

Ordre de grandeur des résistances linéiques

Pour une ligne de section 500 mm2 réalisée avec un matériau de résistivité 3 x 10-8 Ω∙m, la résistance d’un conducteur aérien est de l’ordre de 6 x 10-2 Ω/km. Cette valeur est donnée à titre indicatif car nous avons vu que la résistance dépendait fortement de la section.

Pour les lignes à haute tension, les valeurs des résistances linéiques sont comprises entre 0,01 Ω/km (ligne 735 kV d'Hydro-Québec) et 0,1 Ω/km. La norme américaine IEEE C37.06-1997 indique des valeurs allant de 0,012 Ω/km (800 kV) à 0,031 Ω/km (362 kV).

Réactance de la ligne

Les paramètres réactifs de la ligne dépendent peu de la tension et de la section mais, en revanche, ils sont très différents pour les lignes aériennes et pour les câbles posés ou enterrés.

Inductance de la ligne

  • De 1 à 2 mH/km pour les lignes aériennes soit des réactances comprises entre 0,3 et 0,7 Ω/km, donc nettement supérieures aux résistances linéiques.
  • De 0,2 à 0,7 mH/km pour les câbles soit des réactances comprises entre 0,06 et 0,25 Ω/km

Capacité de la ligne

  • Proche de 10 nF/km pour les lignes aériennes.
  • De 30 à 800 nF/km pour les câbles.

Caractéristiques électriques

Puissances transportées

Des lignes à haute tension à Lund en Suède

Pertes de puissance

Malgré l'effort entrepris pour limiter la résistance, le transport de l'électricité engendre des pertes d’énergie importantes, principalement par effet Joule. À titre d'exemple, pour le réseau de transport d'électricité en France, ces pertes sont estimées en moyenne à 2,5 % de la consommation globale, soit 13 TWh par an.

Pour ne pas subir de pertes importantes, on utilise donc deux techniques :

  • augmenter le nombre de conducteurs : certaines lignes comportent pour chacune des phases jusqu’à quatre câbles distants de quelques centimètres ;
  • diminuer l'intensité du courant en élevant la tension : pour une puissance transportée identique, si on augmente la tension, l'intensité du courant électrique diminue et les pertes dues au passage du courant dans le fil seront réduites selon le carré de l'intensité.

Toutefois, la tension servie aux particuliers doit rester inchangée (230 V en France ou 120 V au Québec pour les installations domestiques) et dans le domaine de la basse tension afin de limiter les risques pour les utilisateurs. Il faut donc l'abaisser au plus près de ceux-ci. Comme on ne sait pas le faire de façon simple avec le courant continu (cf. HVDC), on a recours au courant alternatif (de fréquence 50 Hz en France ou 60 Hz au Québec et Amérique du Nord) et à des transformateurs.

Il faut également prendre en compte le risque d'arc électrique entre deux conducteurs. Ce risque est d'autant plus important que la tension est élevée. Cela impose des contraintes d'isolement plus fortes et nécessite notamment :

  • pour les lignes aériennes, d'écarter suffisamment les conducteurs, (typiquement 1 cm/kV), ce qui a pour conséquence d'augmenter proportionnellement la dimension des matériels associés (isolateurs, pylônes...) ;
  • pour les câbles (enterrés ou non), d'augmenter les épaisseurs d'isolants, d'ajouter des écrans de masse, voire de recourir à des technologies différentes (par exemple câbles à isolation gazeuse).

Intensité du courant

L'intensité maximale du courant transportable dans une ligne est liée à la résistance de ses conducteurs, et donc à leur section et à la résistivité des matériaux les constituant.

Un courant circulant dans les conducteurs va créer des pertes, et donc une élévation de température. Un équilibre thermique va s'établir entre les pertes dans le conducteur, et l'énergie transmise par le conducteur à son milieu ambiant (l'air) par convection et rayonnement. Les gestionnaires du réseau devront limiter le courant et donc la température du conducteur à un niveau acceptable : la déformation due à la chaleur doit respecter la limite d'élasticité des cables, et la flèche de la ligne (son point bas par rapport au sol) doit rester suffisamment éloignée du sol pour ne pas mettre en danger les biens et personnes à proximité. La température limite admissible d'un conducteur aluminium est de l'ordre de 100°C. A partir de là, le concepteur de la ligne définira en fonction de la température ambiante l'intensité maximale admissible. Des surcharges temporaires sont admissibles lorsque la température ambiante est suffisamment inférieure à la valeur maximale prise pour le dimensionnement.

Cependant le choix des sections de lignes doit se faire en fonction des courants maximaux à transporter, mais aussi en fonction de critères technico-économiques. Le choix d'une section plus importante entrainera une dépense plus importante, mais permettra de réduire les pertes. On peut même envisager de réaliser deux lignes transportant la moitié du courant, car les pertes de chaque ligne sont divisées par 4 — donc le total des pertes est divisé par 2. L’économie réalisée permet d’amortir la réalisation de la deuxième ligne. De plus, on conserve la possibilité de doubler l’intensité du courant en cas de besoin (opérations de maintenance, pannes sur l’autre ligne, ...).

La densité du courant dans les lignes aériennes haute tension est d’environ 0,7 – 0,8 A/mm2.

Chutes de tension

La problématique des chutes de tension sur une ligne à haute tension peut se se résumer ainsi : la tension étant fixe à une extrémité de la ligne,comment maintenir en bout de ligne une tension aussi constante que possible, et ceci quel que soit le courant traversant la ligne. Si le problème des chutes de tension existe aussi bien en basse tension, il peut être crucial sur les lignes à haute tension du fait de leur longueur. On verra également plus bas qu'à vide (en l'absence de courant), un phénomène paradoxal se produit sur les lignes à haute tension : la tension en extrémité de ligne est plus élevée qu'en entrée !

À vide

Si l'on considère le modèle en π lorsque le courant de sortie est nul, on remarque que le condensateur de sortie est alors en série (c'est-à-dire traversé par exactement la même intensité) avec la résistance et l'inductance de ligne.

On peut écrire : \frac{ \underline U_e}{ \underline Z_L + \underline Z_R + \underline Z_C} =\frac{ \underline U_s}{ \underline Z_C}  \,, soit : \underline U_e = \underline U_s + \frac{ \underline Z_L + \underline Z_R }{ \underline Z_C} \cdot \underline U_s \,

d'où l'on tire : \frac{ \underline U_e - \underline U_s}{\underline U_s}  =\underline Y_C \underline Z_C = RC\omega - jLC\omega^2 \,

Pour une ligne aérienne, nous avons vu que R <  L\omega \,, donc le deuxième terme est prédominant, ce qui conduit à une tension de sortie supérieure de quelques pour cent à la tension d'entrée. Ce phénomène est appelé effet Ferranti.

En charge

La f.é.m d'un alternateur est constante et égale à la somme vectorielle de la résistance interne fois le courant qui la traverse plus l'impédance interne fois le même courant plus la somme (résistance et impédance) de la ligne fois le courant plus la tension au bornes de la charge qui est en parallèle avec la capacité de la ligne.

Puisque la ligne en charge présente un aspect inductif, alors la formule sera:

E = (r + jl\omega). I + (R + jL\omega). I + U_S \,, soit  : E = (r + R). I + j( l\omega + L\omega). I + U_S \,

Si l'intensité appelée I augmente les deux termes (r+R).I  \,et j(l\omega +L\omega).I  \,augmentent donc  U_S \, diminue à l’extrémité de la ligne. Pour y remédier, il y a deux possibilités : soit demander aux groupes de fournir plus de réactif soit insérer les batteries de condensateurs dans le réseau ou bien les deux solutions à la fois. L'ajout de la batterie de condensateur diminue le vecteur jlw inductif puisqu'elle impose un vecteur capacitif -j/cw opposé au vecteur inductif ce qui augmente le vecteur Us.

Controverses

En France, la création de lignes à haute tension est l'objet d'une concertation préalable depuis la circulaire Billardon du 14 janvier 1993, ce qui a été l'occasion de différents débats sur la santé et sur l'environnement.

Santé

Les lignes à haute tension sont suspectées d'effets néfastes sur l'organisme humain, en particulier à cause des champs magnétiques qu'elles émettent.

Les résultats des études épidémiologiques sont comme souvent contrastés. Cependant il ressort un sur-risque de cancer et de maladies graves chez l'adulte en cas d'exposition résidentielle aux champs des lignes à haute tension (en particulier pour les leucémies et tumeurs cérébrales)[15].

S'appuyant sur plusieurs études épidémiologiques portant sur des groupes d’enfants exposés à proximité de lignes à haute tension et mettant en évidence un risque accru de leucémie, le centre international de recherche sur le cancer (CIRC) a classé les champs électromagnétiques « basse fréquence » comme possiblement cancérogènes pour l’homme (catégorie 2B)[16].

Le sujet reste malgré tout hautement polémique. Notons enfin que l'enfouissement des lignes à haute tension n'est pas forcément la solution miracle à ce problème. Le champ magnétique à l'aplomb d'un câble haute tension enterré peut parfois être supérieur à celui d'une ligne aérienne de même tension.

Études épidémiologiques

Le British Medical Journal du 4 juin 2005[17] publie une étude montrant un risque relatif limité mais réel de leucémie infantile pour les enfants résidant à proximité (de 0 à 600 mètres) d'une ligne à haute tension. Aucune augmentation du risque relatif n'était mise en évidence pour les autres tumeurs (tumeurs cérébrales par exemple avec un risque relatif inférieur à 1, ce qui n'indique évidemment pas un effet protecteur). Cette étude, réalisée par un chercheur de l'université d'Oxford, précise que tout biais social a été écarté (le risque de leucémie serait plus élevé dans les familles les plus aisées). Cependant, comme pour toutes les études cas-témoins rétrospectives les risques de biais sont nombreux et difficiles à contrôler: par exemple seulement la moitié des cas de leucémies n'avaient pas déménagé entre la naissance et le diagnostic. Aucune explication rationnelle n'a été trouvée pour expliquer ce sur-risque. En particulier on n'a pas encore su définir avec exactitude si cela est dû aux champs magnétiques ou à d'autres causes.

Études en laboratoire sur animaux

Certaines études en laboratoire sur animaux ont montré que l'exposition aux champs électriques et magnétiques peuvent être associées à l'augmentation d'incidence de certains cancers (mais pas les leucémies)[18]; Les études ne montrant aucune association sont plus nombreuses. Mais les niveaux de champs nécessaires à l'apparition des phénomènes néfastes sont sans commune mesure avec ceux mesurés à proximité des lignes à haute tension. En France, le Centre international de recherche sur le cancer de Lyon classe cependant les champs magnétiques de très basse fréquence produits par les lignes à haute tension dans le groupe 2B des agents potentiellement cancérigènes, mais uniquement pour le cas particulier des leucémies de l'enfant.

Synthèse par l'OMS

En juin 2007, l'OMS a publié une monographie examinant la littérature scientifique sur les effets des champs électriques et magnétiques sur la santé[19]. Après examen des preuves scientifiques, la monographie n'a pas identifié de pathologies qui pourraient raisonnablement être attribuées à l'exposition à des niveaux typiques de champs magnétiques ou électriques trouvés en milieu domestique ou sur un lieu de travail. Néanmoins la classification 2B du Centre international de recherche sur le cancer (potentiellement cancérigène) est maintenue pour les champs magnétiques, sur la base de liens statistiques non expliqués dans certaines études entre les leucémies de l'enfant et l'exposition à des champs magnétiques en milieu résidentiel. La preuve d'une liaison de cause à effet entre les deux est considérée comme « limitée », et les bénéfices d'une réduction des champs sur la santé sont déclarés comme « douteux »[20]

Environnement et nuisances des lignes haute tension

Les lignes haute tension posent souvent de difficiles problèmes d'intégration paysagère et écopaysagère (cf. mortalité d'oiseaux par collision avec la ligne quand elles sont placées sur des corridors de migration aviaire)

Les lignes dites à très haute tension, 225 ou 400 kV, sont vivement critiquées par les associations de protection de l'environnement et dans les médias, en raison de :

  • l'impact sur les paysages et la création de tranchées de déboisement ;
  • l'impact sur le tourisme, l’habitat, les nuisances sonores, ainsi que les conséquences sur l’avifaune ;
  • les aspects sanitaires évoqués ci-dessus.

Les associations écologistes demandent de :

  • suspendre l’ensemble des projets d’extension de lignes THT ;
  • enfouir les lignes THT existantes ;
  • mener des études épidémiologiques à proximité des lignes THT ;
  • réduire les besoins électriques.

Les obstacles à l'enfouissement des lignes peuvent être soit techniques, soit économiques : une ligne 400 kV enterrée coûte environ dix fois le prix d'une ligne aérienne[21]. Mais cette évaluation approximative ne tient pas compte d'éventuelles économies d’échelle obtenues qui pourraient être possibles grâce à la généralisation des techniques d’enfouissement. Enfin, les lignes aériennes sont extrêmement vulnérables en cas de tempête : en France, la tempête de 1999 a entraîné un surcoût de 30 % rien que pour la mise aux normes des lignes THT afin qu’elles résistent à des vents violents de 170 km/h. Au Canada, les « tempêtes de glace » peuvent aussi endommager les lignes, comme celle survenue en janvier 1998 qui a détruit 120 000 km de lignes électriques de toutes tensions. Le surcoût théorique, notamment mis en exergue par l'opérateur du réseau français RTE occulte les bénéfices attendus d’un enfouissement tout en faisant implicitement abstraction des externalités négatives, à savoir l’impact sur le paysage, le tourisme, l’habitat naturel, les nuisances sonores, ainsi que les conséquences sur l’avifaune. En Allemagne, une loi impose d'enfouir les lignes qui doivent traverser la forêt de Thuringe et la Basse-Saxe, imposant un surcoût de 70 millions d'€ (soit 80 centimes d'€ par foyer, à comparer aux 20 milliards d'€ par an prévus pour doper le développement du réseau)[22].

Dangerosité

Les lignes à haute tension sont très dangereuses. Le contact direct (avec toucher) des conducteurs sous tension présente un risque d'électrocution[23]. Un but important de conception aérienne de ligne à haute tension est de maintenir un dégagement proportionné entre les conducteurs et le sol afin d'empêcher un contact dangereux avec la ligne. Cela dépend en grande partie de la tension présente dans la ligne.

Etudes d'impact: saisine de l'Autorité environnementale

L'Autorité environnementale (AE), créée par un Décret du 29 avril 2009, donne des avis, rendus publics, sur les évaluations des impacts des grands projets et programmes sur l’environnement et sur les mesures de gestion visant à éviter, atténuer ou compenser ces impacts notamment lors d'une création d’une ligne à haute tension.

Notes et références

  1. Michel Aguet, Michel Ianoz (Jacques Neirynck, dir.), Traité d'électricité , vol. XXII, Haute tension, École polytechnique fédérale de Lausanne, éd. Presses polytechniques et universitaires romandes, 1990 425 p. (ISBN 2880744822 et ISBN 9782880744823), p. 23, [lire en ligne sur books.google.fr (page consultée le 13 juin 2009)]
  2. « Une brève histoire de l'électrotechnique », sur le site clubeea.org
  3. (en) « Chinese electricity transmission reaches ultra-high levels », sur iec.ch
  4. (en)Power Grid Corporation of India Limited, site web powergridindia.com
  5. « Nouvelles formes d'énergie – suite/Énergie solaire, puis électrique, et après ? »
  6. (de) [pdf] « Entwicklung der Übertragungsspannungen » (Bild 1.10), sur esw.e-technik.uni-dortmund.de
  7. Exploitation à tension réduite seulement
  8. Des études et essais ont été effectués de 1981 à 1986, la station pilote a été achevée en 1994 et mise sous sa pleine tension en avril 1995. La ligne de 3 km a été mise sous tension pendant un total cumulé de 14 300 heures, mais il n'y a pas eu d'exploitation sous cette tension par la suite. Voir (en) [1] et E.Colombo et al, Open aspects and possible alternative technologies following the UHV 1000 kV Italian experience, 2007, IEC-CIGRÉ International Symposium on International Standards for UHV, Beijing, 2007
  9. Exploitation à 550 kV seulement
  10. Essais sur un tronçon en 2008, exploitation prévue en 2009
  11. Groupe d’information sur les éoliennes
  12. (fr)Assemblée nationale - Rapport n°3477 sur l'enfouissement des lignes électriques, le 19 décembre 2001
  13. (fr)Assemblée nationale - Rapport n°3477 sur l'enfouissement des lignes électriques, le 19 décembre 2001
  14. ETL437 - Chapitre 6
  15. "...des “maladies graves” et des “cancers” “sont détectés significativement en plus grand nombre”, affirme le Criirem..." Danger santé
  16. INRS - Fiche ED4210 - Les lignes à haute tension et les transformateurs - Mars 2008
  17. Draper G, Vincent T, Kroll ME, Swanson J. Childhood cancer in relation to distance from high voltage power lines in England and Wales: case-control study. BMJ 2005;330: 1290-2. (4 June.)
  18. http://www.bbemg.ulg.ac.be/FR/3CEMSante/FaqQ1.html
  19. OMS, environmental health criteria N°238, Genève 2007
  20. citée dans la revue Electra du CIGRÉ, N°24, décembre 2008 , p16-17
  21. rapport du cabinet Energie Consulting
  22. Enerpresse n° 9597, 18 juin 2008, p 2
  23. Electrisations - Electrocutions

Voir aussi

Constructions similaires

Articles connexes

Bibliographie

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