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L'énergie à découvert

 | 
Rémy Mosseri
, 
Catherine Jeandel

Deuxième partie. Quelques aspects fondamentaux

16. Le transport de l’électricité

Marie-Cécile Alvarez-Hérault et Bertrand Raison

Texte intégral

1En 2008, plus de 20 % de la consommation finale en énergie est électrique. Son utilisation se retrouve dans tous les secteurs d’activité, traduisant la dépendance de nos sociétés à ce « nouveau produit » indispensable au développement économique et social d’un pays. En effet, un blackout* se chiffre en pourcentage du PIB d’un pays. Par ailleurs, une analyse de l’Agence internationale de l’Énergie montre que l’Indice de Développement humain (IDH*) d’un pays est étroitement lié à sa consommation électrique. Ainsi, comme le montre la figure 1, en dessous de 5 000 kWh/habitant/an, un faible incrément de consommation augmente considérablement l’IDH, l’électricité étant indispensable pour des fonctions comme l’éclairage ou la réfrigération. L’électricité doit donc être disponible et accessible en permanence. Pourtant, les technologies actuelles ne permettent pas de stocker l’énergie à grande échelle. La complexité du système électrique* réside donc dans sa gestion : à tout instant, il doit être contrôlé afin d’assurer l’équilibre entre la production et la consommation. C’est dans cette problématique qu’il a été conçu.

Les grands choix technologiques des réseaux électriques*

2C’est au cours du XIXe siècle que les premiers réseaux à courant continu* ayant pour vocation l’éclairage public se développent (découverte du moteur à courant continu suivie du brevet sur l’ampoule électrique). Ces réseaux sont sur de courtes distances car l’électricité se transporte mal : la tension apparaissant en bout de ligne s’effondre au bout de quelques kilomètres. Cependant, les sites de production étant souvent éloignés des sites de consommation, il est nécessaire de pouvoir transporter l’électricité sur de longues distances. Ceci est permis grâce à la découverte du transformateur par Lucien Gaulard en 1884 (dispositif permettant de modifier les niveaux de tension alternative* à un excellent rendement) ainsi que la découverte de l’alternateur triphasé* par Nikolas Tesla en 1891 qui généralisent l’utilisation du courant alternatif* triphasé dans les réseaux électriques. Enfin, l’interconnexion* des pays durant la deuxième moitié du XXe siècle, afin de pouvoir mutualiser les secours et d’augmenter la capacité d’échange de puissance, conduit à imposer une fréquence* unique sur le réseau : 50 Hz en Europe. Cependant, des imperfections dues aux propriétés intrinsèques des matériaux utilisés dans le réseau électrique* demeurent. Les lignes électriques sont le siège de chutes de tension, de pertes* et ne peuvent pas faire transiter une puissance infinie. Plus ces lignes sont redondantes et de section importante et plus le niveau de tension sera élevé, plus ces imperfections seront minimisées mais à un coût important. Des compromis technico-économiques justifient donc la hiérarchisation actuelle du réseau électrique (figure 2).

Fig. 1 – Indice de Développement Humain (IDH) en fonction de la consommation d’électricité annuelle par habitant

Hiérarchisation du réseau électrique

3Le réseau de transport et d’inter-connexion a pour rôle de transporter l’électricité sur de grandes distances des centres de production vers les grandes régions consommatrices d’énergie à l’échelle nationale et internationale grâce à ses 46 lignes d’interconnexion. Chaque nœud* de ce réseau représente des milliers de MW de consommation – ce qui requiert une très bonne sécurité d’alimentation. C’est pourquoi la tension utilisée en France est de 400 kV, on parle alors de HTB (Haute Tension de niveau B) selon la norme de 1989. Ce réseau est maillé, c’est-à-dire qu’il existe plusieurs chemins pour injecter de la puissance au niveau d’un nœud consommateur. Ainsi, la perte d’un élément du réseau ne causera pas d’interruption d’alimentation. Par ailleurs, ce réseau est largement instrumenté afin de contrôler les grandeurs électriques (courant, tension, transferts de puissance) dans un souci de sécurité du système.

4Le réseau de répartition a pour rôle d’alimenter les premiers gros consommateurs. Ces réseaux s’étendent à l’échelle régionale. La puissance injectée dans chaque nœud est moins importante que pour le réseau de transport et on trouve donc moins de redondances de lignes. Les niveaux de tension utilisés en France sont 63 kV, 90 kV et 225 kV.

5Le réseau de distribution a pour rôle d’acheminer l’électricité depuis les points d’injection du réseau de répartition vers les consommateurs finaux, résidentiels en BT 400 V (Basse Tension) ou petits industriels en HTA 20 kV (Haute Tension de niveau A). Ce réseau est très étendu et très hétérogène (milieu urbain/rural). Les choix technologiques sont donc très dépendants pour chaque pays. En France, la longueur cumulée de lignes est de 1 293 400 km soit deux fois la distance Terre-Lune. En comparaison avec le réseau de transport et de répartition (105 558 km), les mêmes choix structurels seraient donc beaucoup trop coûteux.

6Les valeurs de tension indiquées ici représentent les tensions entre phases. Pour obtenir la tension équivalente entre phase et neutre, il suffit de diviser par la racine de 3. Par exemple, le réseau basse tension est en 400 V entre phases ce qui correspond aux 230 V entre la phase et le neutre que l’on retrouve chez nous.

Fig. 2 – Hiérarchisation du réseau électrique français

La gestion du réseau électrique

7La stabilité du réseau est l’aptitude à maintenir les grandeurs de fréquence et de tension sur l’ensemble du réseau électrique*. Sortir de cet état provoque un risque d’instabilité généralisée sur tout le réseau électrique avec dégâts matériels et/ou mise hors tension d’une partie du réseau. La convention de raccordement de chaque utilisateur du réseau public de transport définit les plages de tensions et de fréquences à respecter en régime normal de fonctionnement.

8Il existe quatre familles d’aléas mettant en danger la stabilité du système : les aléas de consommation (en hiver, une baisse de 1 °C représente une augmentation de la consommation nationale jusqu’à 1 600 MW), météorologiques (foudre, tempête), les défaillances d’équipements et les agressions extérieures (pelleteuses sectionnant des câbles). Il est donc nécessaire de connaître l’état du réseau à tout instant. Des outils performants de prévision de la demande en électricité, des dispositifs de télésurveillance et télémesure ainsi que l’analyse d’événements passés sont les solutions actuellement utilisées afin d’anticiper les situations d’instabilité et d’adopter des actions préventives et curatives. Ces actions sont menées par les opérateurs de réseau dans les centres de dispatching* 24h/24h.

Bibliographie

Références bibliographiques

2010 Key World Energy Statistics, International Energy Agency, 2010.

World Energy Outlook 2004, International Energy Agency, 2004.

• N. HADJSAID – La distribution d’énergie électrique en présence de production décentralisée, 2010.

Mémento de la sûreté du système électrique, RTE, 2004.

Table des illustrations

Légende Fig. 1 – Indice de Développement Humain (IDH) en fonction de la consommation d’électricité annuelle par habitant
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/10946/img-1.jpg
Fichier image/jpeg, 99k
Légende Fig. 2 – Hiérarchisation du réseau électrique français
URL http://books.openedition.org/editionscnrs/docannexe/image/10946/img-2.jpg
Fichier image/jpeg, 150k

Auteurs

Maître de Conférences, ENSE3, G2Elab, Grenoble.
marie-cecile.alvarez@g2elab.grenoble-inp.fr

Professeur des Universités, Institut Universitaire de Technologie, G2Elab, Université Joseph Fourier, Grenoble.
bertrand.raison@g2elab.grenobleinp.fr

© CNRS Éditions, 2013

Conditions d’utilisation : http://www.openedition.org/6540

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