Reseau electrique


Reseau electrique

Réseau électrique

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Nombreuses lignes électriques aux abords d'un poste

Un réseau électrique est un ensemble d'infrastructures permettant d'acheminer l'énergie électrique des centres de production vers les consommateurs d'électricité.
Il est constitué de lignes électriques exploitées à différents niveaux de tension, connectées entre elles dans des postes électriques. Les postes électriques permettent de répartir l'électricité et de la faire passer d'une tension à l'autre grâce aux transformateurs.

Un réseau électrique doit aussi assurer la gestion dynamique de l'ensemble production - transport - consommation, mettant en œuvre des réglages ayant pour but d'assurer la stabilité de l'ensemble. 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[1].

Sommaire

Historique

Un réseau électrique étant composé de machines de production et de consommation, ainsi que de structures (lignes, transformateurs) pour les relier, les réseaux électriques ne sont apparus que vers la fin XIXe siècle, lorsque chaque élément avait atteint une maturité technologique suffisante.

Les premiers réseaux à courant continu

Edison a été un pionnier dans la réalisation des premiers réseaux électriques en courant continu.

Lors de la première moitié du XIXe siècle, les inventeurs mettent au point de nombreux types de moteurs électriques à courant continu, mais leur utilisation de manière industrielle ne sera permise qu’après l’invention de la dynamo (génératrice de courant continu) par Zénobe Gramme en 1869, qui sera rapidement améliorée[2]. À l'Exposition internationale d'Électricité de Paris de 1881, Marcel Deprez présente pour la première fois une installation de distribution d'énergie électrique alimentée par 2 dynamos. À l’automne 1882, les premiers réseaux électriques apparaissent simultanément à New York et Bellegarde, en France[3]. Ils sont très locaux et utilisent le courant continu.

Thomas Edison a joué un rôle déterminant dans le développement de l’électricité : il fonde en 1878 l'Edison Electric Light Co (qui deviendra en 1892 General Electric), dépose le brevet de l’ampoule électrique en 1879, puis crée le réseau électrique de New York. Ce dernier, qui avait essentiellement pour but l’éclairage, se développe rapidement : d’une puissance de 1200 ampoules en 1882, il passe à 10 000 ampoules l’année suivante.

L'éclairage électrique étaient souvent créés lors d'expositions internationales.

Ce réseau, qui souffre de nombreuses pannes, est constitué de petites centrales électriques (30 kW) et d’un réseau de distribution à 110 V[4]. Il est cependant très limité car l’acheminement de l’électricité n’est possible que sur quelques kilomètres[5].

À cette période les premières expérimentations de transport de l’énergie électrique se développent et sont menées notamment par Marcel Deprez, qui utilise du courant continu. Ce sont cependant des échecs relatifs car elles ne permettent pas le transport de puissances industrielles (Deprez réussi en 1882 à transporter 400 W sur 57 km de distance, mais avec un rendement global de seulement 30%[6]). Les ingénieurs Lucien Gaulard et John Gibbs travaillent quant à eux sur le courant alternatif. Bien que le transformateur soit connu depuis 1837, ils mettent au point en 1884 un transformateur de forte puissance utilisant du courant alternatif triphasé, ce qui permet de changer facilement le niveau de tension. La même année ils démontrent l’intérêt du transformateur en mettant en service une ligne de 80 km de long alimenté en courant alternatif sous 2 000 V[7].

La victoire du courant alternatif triphasé

Tesla, un inventeur qui a conçu les premiers réseaux électriques en courant alternatifs

George Westinghouse, ingénieur et entrepreneur américain qui a créé sa propre compagnie d'électricité, est intéressé par la technologie du courant alternatif. En 1887, il achète les brevets du transformateur de Gaulard et embauche Nikola Tesla qui invente l’alternateur triphasé en 1891[8]. Cette même année la première installation triphasée est mise en place aux environs de Francfort, avec une ligne de 175 km[9].

Aux États-Unis les réseaux en courant continu poursuivent leur développement, mais sont limités en taille : chaque centrale ne peut alimenter en électricité qu’une zone d’environ 5 km de diamètre [10], ce qui pose problème en dehors des villes. En parallèle se constituent de petits réseaux urbains en courant alternatif. Une opposition sévère fait rage à cette époque aux États-Unis entre Edison (défenseur du courant continu) et Tesla (défenseur du courant alternatif). Edison insiste notamment sur le risque (bien réel) du courant alternatif pour les êtres vivants, allant jusqu'à organiser des démonstrations publiques ou il électrocute différents animaux, pour prouver la dangerosité du courant alternatif, et va jusqu’à financer la macabre invention de la chaise électrique[11]. Après l'exécution de William Kemmler, Edison dira :« Il a été Westinghousé ».

La bataille décisive entre courant continu et alternatif se déroule autour d’un projet d’alimentation électrique de l’industrie de Buffalo par une centrale hydraulique de 75 MW située à Niagara Falls, à 32 km de distance[12]. Edison proposait un projet en courant continu tandis que Tesla et Westinghouse proposaient un système en courant alternatif. Le contrat fut donné à Westinghouse. En 1896, la mise en service de la première ligne industrielle en triphasé fut un succès total et conduit à imposer universellement le courant alternatif triphasé comme moyen de transport de l’énergie électrique[13], mieux adapté au transport sur de longues distances.

L’interconnexion progressive des réseaux

A la fin du XIXe et au début du XXe siècle, les usages de l’électricité se multiplient, aussi bien au niveau domestique qu'industriel (notamment l’électrification des tramways, métros et chemins de fer). Dans chaque grande ville s'implante 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 (indispensable à l’interconnexion des réseaux), et l’on voit apparaître 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.

Dynamos alimentant les tramways de l'est parisien

Dans la première moitié du XXe siècle les réseaux urbains des pays industrialisés se sont agrandis afin d’électrifier les campagnes. En parallèle, ces réseaux se sont interconnectés entre eux au niveau régional afin 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 à mesure de l’augmentation des puissances appelées et des distances des lignes d’interconnexion, la tension d’exploitation des lignes a 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[14].

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 œuvre des standards du moment (en termes de tension et de fréquence). Au niveau urbain en revanche le problème était complexe car plusieurs réseaux non interconnectables coexistaient, conduisant à la multiplication des câbles. Les réseaux en courant continu ont ainsi subsisté très longtemps localement : jusque 1965 à Paris [15], et 2005 à New York[16] !

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 à Laufenbourg[17] (Suisse).

Pour le XXIe siècle, un nouveau défi est d'interconnecter des sources stables et relativement régulières et prédictibles (électricité issues d'énergies fossiles, de l'hydroélectrique et du nucléaire) et des sources délivrant un courant plus irrégulier et aux variations un peu moins prévisibles, notamment produit par le solaire, l'éolien (et particulièrement le petit éolien). L'Union européenne a pour objectif au moins 20% d'énergies renouvelables, propres et sûres comme source de l'électricité à partir de 2020.

Historique des réseaux électriques en France

Le programme de construction des centrales nucléaires a dimensionné le réseau de transport d'électricité français

L’électrification du territoire français est effectuée au cours de la première moitié du XXe siècle : de 7 000 communes électrifiées en 1919, elles sont 36 528 à l’être en 1938[18]. En parallèle, les réseaux proches s’interconnectent progressivement :

  • les réseaux de Paris le sont en 1907 à 12 kV
  • ceux des Pyrénées en 1923 à 150 kV
  • enfin la quasi-totalité du territoire français est interconnectée en 1938 à 220 kV, mais de grandes régions restent isolées[19].

Même au cours de la seconde guerre mondiale, le réseau de transport d’électricité croit de 30 % et à la Libération il est le plus dense au monde. En 1946, le cumul des lignes électriques de plus de 100 kV atteint 12 400 km, alors qu’il n’était que de 900 km en 1923[20].

Le 8 avril 1946 l’état nationalise les entreprises d’électricité, en rassemblant les sociétés de production, distribution et transport en un établissement unique : EDF. Jusqu’en 1950, EDF devra organiser les coupures d’électricité, suite à la pénurie de centrales de production. La fréquence à 50 Hz se généralise en France (elle était par exemple de 25 Hz sur une grande partie du littoral méditerranéen). Le réseau à 225 kV se substitue aux réseaux à 110, 120 et 150 kV[21]. En 1956, il est décidé de généraliser pour la distribution basse tension le couple de tension 220 / 380 V en remplacement de l'ancien couple 127 / 220 V (en 1986 la tension normalisée sera le couple 230 / 400 V)[22]. Le réseau 400 kV, décidé au niveau européen, se développe en France en coordination avec le plan électro-nucléaire, notamment à partir des années 1970-1980.

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 a 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 à 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 à l'autre, car le transport de fortes puissances sur de longues distances impose la minimisation de l'effet Joule.

Le transport d'électricité génère des pertes dues à 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 :  P_{pertes Joule} = R I^2 \ = R\frac{P_{electrique}^2}{3U^2}\,

Pour une même puissance électrique transmise par la ligne, les pertes par effet Joule diminuent très rapidement dès que l'on travaille avec des tensions élevées. Par exemple, une ligne d'une centaine de km avec une résistance de 3 Ω sur laquelle circule 400 MW générerait environ 4 MW de perte Joules si elle était exploitée à 200 kV, mais seulement 1 MW si elle était exploitée à 400 kV. Ces pertes représentent des montants très importants d'énergie : pour la France, cela représente pour l'année 2005 environ 25 TWh de pertes[23] (pour cause d'effet Joule, d'effet couronne ou de pertes à vide) sur les 509 TWh produits[24], 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 à la diminution des pertes par effet Joule). On arrive ainsi à une structure multicouche des réseaux électriques, avec les réseaux transportant de grandes quantités d'énergie exploités à des tensions de plusieurs centaines de kilovolts, et la tension diminuant au fur et à mesure 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 à une autre; or ils ne fonctionnent qu'avec du courant alternatif. Un réseau à base de courant continu ne pourrait être exploité qu'à une seule tension constante, ce qui n'est pas envisageable vu la diversité des usages de l'énergie électrique et des pertes Joules qu'un tel système entraînerait. De plus la coupure des courants dans les disjoncteurs est facilitée par le passage répétitif à zéro du courant alternatif. Ce dernier génère quand même des contraintes d'utilisation, notamment les 2 suivantes :

Bien que le courant alternatif se soit imposé universellement dans tous les réseaux, le courant continu reste utilisé pour certains projets particuliers où le recours à des stations de conversion onéreuses sont nécessaires (exemple des interconnexions sous-marines ou celles de très longues distance).

Pourquoi une tension sinusoïdale ?

La solution la plus commode pour produire de manière industrielle de l'énergie électrique est l'entraînement d'un alternateur par une turbine, le tout en rotation autour d'un axe. De manière naturelle ces installations produisent des tensions sinusoïdales.

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 :


  • 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 générer 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 :
    • 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 a 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 à grande distance), ont un meilleur rendement avec des fréquences faibles. C'est à la fin du XIXe siècle que cette question s'est posée, mais la faible dimension des réseaux permettait à cette 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 AEG eut choisi le 50 Hz, cette fréquence se diffusa petit à petit. 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 afin 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 à 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 à une usure prématurée du matériel, puis si elles sont franchement trop élevées à un « claquage » de l'isolant (cas des câbles souterrains, des câbles domestiques, ou des isolateurs des lignes électriques). Les surtensions très élevées (par exemple causées par la foudre) sur des conducteurs « nus » (c'est-à-dire sans isolant, ce qui est le cas des lignes électriques) peuvent conduire à des amorçages avec des objets proches, par exemple des arbres.

A contrario, des tensions trop basses par rapport à la plage spécifiée conduisent à un mauvais fonctionnement de beaucoup d'installations, que ce soit chez les consommateurs (par exemple les moteurs), 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 responsables de la coupure de plusieurs millions de foyers (ex. du blackout grec le 12 juillet 2004 ou du 12 janvier 1987 en France).

Bien que les plages d'utilisation des matériels spécifient une marge de 5 à 10 % par rapport à la tension nominale, les grands opérateurs de réseaux privilégient actuellement une exploitation plutôt en tension haute.

Intensité et problématique de l'IMAP

L'intensité est un paramètre surveillé en permanence sur les lignes électriques aériennes, souterraines et les transformateurs. Le problème créé par une intensité élevée (c'est-à-dire une puissance transmise élevée) est un échauffement par effet Joule important. La conséquence de cet échauffement se manifeste de différente manière selon les ouvrages considérés :

  • 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 aéroréfrigérants. 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 aériennes (absence de gaine isolante) : les conducteurs s'echauffant par effet Joule, ils vont aussi s'allonger par le phénomène de dilatation thermique ; la ligne électrique étant maintenue à chaque extrémité par un pylone, cet allongement va se matérialiser par une réduction de la hauteur entre la ligne et le sol, ce qui conduit à un amorçage (arc électrique créant un court circuit) au vu des tensions importantes utilisées dans les ces réseaux.

L'intensité est un paramètre particulièrement important à surveiller car elle peut entraîner 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 aériennes). L'IMAP (Intensité Maximale Admissible en Permanence) est l'intensité maximale à laquelle un ouvrage peut être exploité sans limitation de durée. Afin de faciliter l'exploitation des réseaux électriques, certains ouvrages peuvent être exploités à une intensité supérieure à 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.

Intensité de court circuit

Article détaillé : Courant 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 à la terre. Elle est égale au courant circulant dans un ouvrage lors d'un défaut triphasé franc à la terre (c'est-à-dire qui relie directement les 3 phases à la terre). L'Icc est fournie principalement par les groupes de production. Elle est élevée dans les nœuds du réseau que sont les postes électriques (sur le réseau 400 kV européen, les valeurs sont de l'ordre de 30 à 50 kA). L'Icc devient de plus en plus faible au fur et à mesure 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 à une valeur maximale d'Icc : au-delà, il y a 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 à des courants exceptionnellement forts.

Un réseau électrique a 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 à l'intensité maximum que peut founir le réseau : une Icc suffisante est donc indispensable 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

Les réseaux électriques peuvent être organisés selon plusieurs types de structures exposées ci-dessous :

Chaque type de structure possède des spécifités 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 basés sur une structure de réseau maillée

Les réseaux de transport sont à très haute tension (de 150 kV à 800 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'entraîne 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).

Illustration du report de charge :

A) État normal d'une partie de réseau électrique

A) Dans le réseau ci contre, l'électricité se répartit sur les lignes électriques en fonction de la localisation de la production, de la consommation et des impédances des ouvrages (lignes et transformateurs) selon les lois de Kirchhoff. Les lignes sont plus ou moins chargées selon le nombre de triangles :

  • de vert à orange : intensité supportable par la ligne en régime permanent ;
  • rouge : l'intensité n'est pas supportable en régime continu, il faut réduire rapidement l'intensité sinon la ligne se mettra hors service sous l'effet des dispositifs de protection.

Dans cet exemple, les lignes sont normalement chargées (couleur verte à jaune).

B) État du réseau immédiatement après l'incident : l'énergie s'est répartie différemment

B) Un incident s'est produit sur le réseau : une ligne a déclenché ; elle est donc hors service. Du fait de la structure maillée, l'énergie s'est répartie sur les lignes restantes en fonction de leur impédance, tout en assurant la continuité de l'alimentation électrique. Par contre une ligne est en surcharge : il faut donc agir rapidement pour ramener son intensité à une valeur acceptable.

C1) Si aucune action n'est menée, l'incident s'aggrave et va conduire à la mise hors tension de la zone

C1) Si aucune action n'est menée dans les délais suffisants, la ligne en surcharge va déclencher à son tour : l'énergie va alors se répartir à nouveau pour alimenter la consommation appelée. Avec de moins en moins de lignes électriques pour acheminer la même puissance, les surcharges sur les lignes restantes deviennent très importantes et les délais de réaction vont être réduits d'autant. Dans cette situation une ligne est en très forte surcharge et va déclencher très rapidement, mettant ainsi les 3 postes qu'elle alimentait hors tension.

Un enchaînement de ce type est appelé une cascade de surcharge et est quasiment toujours impliqué dans les grands blackouts rencontrés au niveau mondial. Ceci illustre qu'à partir d'une situation de réseau a priori "normale", un évènement bénin (par exemple un coup de foudre sur une ligne) peut rapidement avoir des conséquences non maîtrisables et de grande ampleur.

C2) En cas de surcharge, les exploitants du réseau peuvent modifier la topologie afin d'optimiser la répartition de l'énergie entre les lignes

C2) Suite au déclenchement de la première ligne électrique, plusieurs moyens sont à disposition des dispatchers pour "lever" cette surcharge. Ici, le dispatcher a changé la topologie d'un poste pour y passer à 2 nœuds électriques : cela permet de répartir de manière différente l'énergie, et donc de mieux équilibrer l'intensité sur les lignes. On revient donc à une situation pérenne. D'autres solutions, plus contraignantes, auraient pu être adoptées pour lever la surcharge :

  • augmentation rapide de production dans la zone problématique afin de diminuer les apports d'énergie par les lignes ;
  • coupure volontaire ciblée de consommation (on parle alors de délestage) afin de conserver l'alimentation d'un maximum de clients.

Le réseau de répartition

Entre les 2 postes rouges, la structure est bouclée. Les réseaux de répartition ont souvent cette structure dans les régions faiblement consommatrices

Les réseaux de répartition sont à haute tension (de l'ordre de 30 à 150 kV) et ont pour but d'assurer à l'échelle régionale la fourniture d'électricité. L'énergie y est injectée essentiellement par le réseau de transport via des transformateurs, mais également par des centrales électriques de moyennes puissances (inférieures à environ 100 MW). Les réseaux de répartition sont distribués de manière assez homogène sur le territoire d'une région.

Ils ont une structure à la fois maillée et bouclée suivant les régions considérées. Contrairement au réseau de transport qui sont toujours bouclés (afin de pouvoir assurer un secours immédiat en N-1), les réseaux de répartition peuvent être exploités bouclés ou débouclés selon les transits sur le réseau (débouclé signifie qu'un disjoncteur est ouvert sur l'artère, limitant ainsi les capacités de secours en N-1). Les problèmes de report de charge se posent également pour le réseau de répartition, sa conduite est donc assurée en coordination avec celle du réseau de transport et nécessite également des moyens de simulation en temps réel.

Le réseau de distribution

Les réseaux de distribution sont généralement basés sur une structure arborescente de réseau : à partir d'un poste source (en rouge), l'énergie parcourt l'artère ainsi que ses dérivations avant d'arriver aux postes de transformation MT/BT

Les réseaux de distribution ont pour but d'alimenter l'ensemble des consommateurs. Il existe deux sous niveaux de tension :

  • les réseaux à moyenne tension (de 3 à 33 kV) ;
  • les réseaux à basse 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 à la fois selon les pays concernés, ainsi que selon la densité de population.

Les réseaux à moyenne tension (MT) ont de façon très majoritaire une structure arborescente, qui autorise des protections simples et peu coûteuses : à partir d'un poste source (lui-même alimenté par le réseau de répartition), l'électricité parcourt une artère (ou ossature) sur laquelle est reliée 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 raccordé les plus petits consommateurs. La structure arborescente de ces réseaux implique qu'un défaut sur une ligne électrique MT entrainera forcément la coupure des clients alimentés par cette ligne, même si des possibilités de secours plus ou moins rapides existent.

Les ossatures des réseaux à moyenne 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 aériens 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 à 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 à des structures en double dérivation ou à des 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 là aussi de loin la plus répandue, car elle est à la fois simple, bon marchée, 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. À 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

Article détaillé : 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 afin de limiter l'effet couronne qui génère 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 2, mais d'autre pays comme l'Allemagne ou le Japon font supporter à leur pylône jusqu’à 8 ternes. Les pylônes sont tous soigneusement reliés à 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 va alors s'établir au niveau de l'éclateur qui contournera 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 afin 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 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.

Les transformateurs de puissance

un petit transformateur MT/BT
Article détaillé : Transformateur électrique.

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 protections est assuré par différents mécanismes redondants.

Les postes électriques

Article détaillé : Poste électrique.
Poste électrique haute tension

Les postes électriques sont les nœuds 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 à un autre.

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'entraîne 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 à des relais de protection, lesquels élaborent des ordres de déclenchement à destination des disjoncteurs ;
  • permettre l'exploitation normale du réseau : présence de plusieurs jeux de barre et de couplage afin de pouvoir prendre différents schéma 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.

Matériels de surveillance et de contrôle

Protection des réseaux électriques

Tout réseau électrique possède des systèmes de protection pour déconnecter le système de production en cas de defaut sur la ligne. L'objectif est de protéger les 3 constituants d'un réseau électrique :

  • les organes de production (alternateur)
  • les réseaux de transport (lignes aériennes, 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 (dispatchings) ou nationaux. Ceux-ci disposent d'instruments de téléconduite comprenant des dispositifs permettant :

  • de commander les organes de coupure (disjoncteurs, sectionneurs),
  • de connaître la position de ces organes.
  • de mesurer un certain nombre de grandeurs (tension, intensité, fréquence)
  • de signaler des dysfonctionnements (alarmes)

Outre les éléments ci-dessus permettant la conduite à distance, on trouve également des dispositifs locaux, pouvant réaliser de façon automatique des manœuvres destinées à sauvegarder le fonctionnement du système électrique où à rétablir le service lorsque celui a 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 à l'analyse a 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 à proximité du poste, des qualimètres, destinés à mesurer les coupures brèves, peuvent aussi être installés. Les données fournies par ces équipements sont consultées sur place. Par commodité, elles peuvent être transmises à distance, mais la fiabilité demandée aux voies de transmission utilisées est moins importante que dans le cas précédent.

Stabilité et réglage des réseaux électriques

Ces 3 sous parties sont prévues pour début 2008, merci de votre patience.

Équilibre production - consommation

Réglage de la tension

La fréquence de rotation étant imposée, le réglage de la tension ne peut se faire qu'en agissant sur le courant d'excitation de la machine synchrone ( alternateur).

Stabilité des groupes

Dérégulation des marchés : impact sur les réseaux électriques

Dans le cadre du processus de déréglementation des systèmes électriques, la question du statut économique et juridique des réseaux s'est posée. La théorie économique reconnaît dans les réseaux électriques, une des formes du monopole naturel, c'est-à-dire une activité qu'il est moins coûteux de confier à un seul acteur économique. Cependant pour des raisons économiques et historiques, dans la quasi totalité des pays, le développement, la maintenance et la conduite des réseaux de transport, et à un moindre degré de distribution était intégrés avec les entreprises de production, dont les démarches de déréglementation cherchaient précisément la mise en concurrence. Par ailleurs, la théorie économique reconnaît également aux réseaux électriques le statut d'infrastructure essentielle, c'est-à-dire permettant de faciliter ou entraver l'accès au marché, qu'il s'agissait de créer.

Pour ces raisons les processus de déréglementation en Europe ou aux États-Unis, ont d'une façon générale imposé une séparation plus ou moins prononcée entre les activités de production réputées concurrentielles et les activités de transport, voire de distribution, réputées monopolistiques.

Cette séparation a pu être :

  • de gestion, en spécifiant des exigences fonctionnelles et organisationnelles (nomination des dirigeants, champ de leur autorité, publication de comptes séparés...). C'est l'exigence de la première Directive Européenne de 1996.
  • juridique, en imposant la création d'une société distincte, mais pouvant être une filiale d'acteurs producteurs en concurrence. C'est l'exigence actuelle en Europe en 2007, même si d'un pays à l'autre l'organisation (une ou plusieurs sociétés) et la propriété (publique ou privée, avec ou sans les producteurs historiques) peut varier.
  • patrimoniale, en interdisant la propriété voire la détention d'intérêt patrimoniaux des acteurs en concurrence dans les entreprises de réseaux. C'est l'intention de la Commission Européenne affichée en 2007.

Il est important en revanche de noter que la déréglementation n'a pas modifié les fondements techniques de la gestion des réseaux électriques, en particulier elle n'a pas modifié significativement les flux physiques d'électricité dans les réseaux interconnectés, qui restent déterminés par la localisation géographique des moyens de production et des zones de consommation, et les lois de Kirchhoff.

Partie vouée à être supprimée : Des réseaux interconnectés

Les premiers réseaux à la fin du XIXe siècle et au début du XXe siècle étaient très locaux : une ou deux centrales alimentaient localement des consommateurs à l'échelle d'un quartier ou d'une ville. De tels réseaux sont dits ilotés, et existent encore de nos jours dans certains pays en voie de développement ou dans certains lieux isolés (typiquement les îles).

Dans la première moitié du XXe siècle les réseaux ont connu un développement à l'échelle interrégionale et nationale, dans le but d'engranger des économies d'échelle notamment sur la taille des centrales de production, et de mieux valoriser des ressources énergétiques primaires géographiquement localisées, comme la production hydraulique située dans les zones montagneuses, qui a pu être reliée aux grands centres de consommation et aux centres de production thermiques, en général proches des zones industrialisées.

La deuxième moitié du XXe siècle a connu en outre un renforcement des interconnexions intra-nationales et un développement significatif des interconnexions transnationales, dans le but principal de créer des capacités de secours mutuel 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 à la fois dense et maillé. La mise en place d'interconnexions physiques dans ces conditions, a nécessité l'adoption de règles communes entre les exploitants des divers systèmes, souvent nationaux.

En effet dans un réseau maillé une défaillance peut potentiellement avoir des conséquences sur l'ensemble du réseau interconnecté et entraîner des blackouts de très grande ampleur.

Aujourd'hui, c'est l'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 a choisi d'encourager le développement des capacités d'interconnexion transfrontalières, afin d'accroître les potentiels d'échange et l'interconnexion « commerciale » des marchés nationaux.

Le développement de réseaux électriques de grande taille s'explique par de très nombreux avantages, parmi lesquels :

  • assurer une meilleure qualité de l'électricité, notamment en permettant :
    • en cas de perte d'un ouvrage de transport (ligne ou transformateur), le report sur d'autres ouvrages ce qui compense la perte du premier (cf. partie sur la conduite des réseaux de transport), et améliore la continuité de la fourniture d'électricité ;
    • un meilleur maintien de la tension et la réduction ses chutes de tension en cas de défaut sur le réseau ;
    • une plus grande stabilité de la fréquence autour de sa valeur de référence (50 ou 60 Hz suivant les pays) ;
  • bénéficier d'effet systèmiques notamment le foisonnement des aléas de demande et de production, ce qui permet de réduire le coût des marges de sécurité (cf. partie sur l'équilibre production consommation) ;
  • permettre la construction d'unité centralisé de production de grande puissance.

Les interconnexions ne sont pourtant pas la panacée, car l'énergie électrique se transporte mal, créant des chutes de tension importantes sur le réseau. La production doit donc toujours rester relativement équilibrée entre les différentes régions consommatrices. Cet effet tend à limiter la taille des plus grosses unités de production et empécher le transport de grandes quantités d'électricités (plusieurs milliers de MW) sur de grandes distances (de l'ordre du millier de kilomètre).

Références

  1. Bulletin ADIT : BE Allemagne 447, intitulé « Un approvisionnement énergétique plus sûr grâce à un "super-réseau intelligent" (SuperSmart Grid) », daté 2009/07/30
  2. article "Réseaux électriques" de l'Encyclopaedia Universalis version 10
  3. article "Réseaux électriques" de l'Encyclopaedia Universalis version 10
  4. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  5. Article Nikola Tesla de Wikipédia.
  6. site internet de Stéphane Revel sur le patrimoine du Dauphiné [lire en ligne], page consulté le 6/06/2007
  7. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  8. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  9. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  10. article de Wikipedia anglais War of currents
  11. article de Wikipedia anglais War of currents
  12. article de Wikipedia anglais War of currents
  13. Article « Réseaux électriques » de l'Encyclopaedia Universalis version 10
  14. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  15. Philippe CARRIVE, Réseaux de distribution - Structure et planification, volume D4210, collection Techniques de l'ingénieur, en page 3
  16. article de Wikipedia anglais War of currents
  17. article Histoire de l'électricité de Wikipedia
  18. Un siècle de transport d'électricité, site internet de RTE, [lire en ligne]
  19. article "Réseaux électriques" de l'Encyclopaedia Universalis version 10
  20. Un siècle de transport d'électricité, site internet de RTE, [lire en ligne]
  21. Un siècle de transport d'électricité, site internet de RTE, [lire en ligne]
  22. Philippe CARRIVE, Réseaux de distribution - Structure et planification, volume D4210, collection Techniques de l'ingénieur, en page 6
  23. Jean-Michel Tesseron, « Les pertes des réseaux électriques: estimations et achats », dans ACTU SEE, Société de l'Electricité, de l'Electronique et des Technologies de l'Information et de la Communication, décembre 2006 [lire en ligne]
  24. Électricité en France : les principaux résultats en 2006, DGEMP / Observatoire de l'énergie [lire en ligne]

Voir aussi

Liens externes

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