Comprendre l’électricité – 5eme partie

on a vu dans le chapitre précédent comment le gestionnaire devait prévoir la consommation du lendemain et définir ainsi les moyens de production à mettre en oeuvre.

mais comment ajuster en permanence production et consommation ?  Ce chapitre termine le dossier « comprendre l’électricité » ; nous aborderons ensuite les conséquences économiques de la loi de transition énergétique.

Comprendre l’électricité et sa production

5ème partie – distribution et réseau électrique

 

1 – Le réseau électrique

L’énergie électrique est produite par un certain nombre de centrales thermiques, nucléaires (19 centrales et 58 réacteurs) et « à flamme », de barrages hydrauliques plus quelques milliers d’éoliennes réparties dans des centaines de parcs (et quelques dizaines de millions de panneaux photovoltaïques). Toutes ces centrales sont reliées entre elles par un vaste réseau de transport constituées par les lignes à très haute tension, haute tension, moyenne tension et pour finir basses tensions.

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Figure 1 – Schéma d’une ligne électrique

Composants électriques dans un poste (A : côté primaire B : côté secondaire)

1. Ligne électrique primaire

2. Câble de garde (protection de la ligne contre la foudre)

3. Ligne électrique

4. Transformateur de tension

5. Sectionneur

6. Disjoncteur

7. Transformateur de courant

8. Parafoudre

9. Transformateur (de puissance)

10. Bâtiment secondaire

11. Clôture

12. Ligne électrique secondaire

 

 

 figb5_01  

 

 

 

Figure 2 – Ligne à haute tension

 

Le câble violet est le câble de garde. Ces pylônes supportent 2 ternes, chacune constitué des 3 phases. Chaque phase est supportée par un isolateur

 

La longueur totale de ces lignes est de 1.328.300 km dont 104.300 km de lignes haute tension, 596.000 km de lignes moyenne tension et 628.000 km de lignes basse tension.

 figb5_15 Les lignes à haute tension sont constituées de 21.370 km de lignes à 400 kV et 26.490 km de lignes à 225 kV.

A l’échelle régionale on trouve 56.440 km de lignes à 90 kV, 63 kV et 45 kV.

 

 

 

Figure 3 – Carte des lignes haute tension 400 kV

Le réseau moyenne tension est à 20 kV et le réseau basse tension est constitué de lignes à 600 V, 400 V (triphasés) et pour finir 230/240 volts.

Le coût d’une ligne 400 kV est de l’ordre de 1 M€ le km en voie aérienne et entre 7 et 12 M€ le km enterrée (n’espérez pas donc voir un jour la totalité des lignes haute-tension enterrée !).

Les pertes par effet Joule sont inversement proportionnelles à la tension au carrée. Pour une ligne en courant triphasée, les pertes par phase sont données par la relation :

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Pour une ligne de 100 km les pertes sont de 1% à 200 kV et 0,25% à 400 kV. En 2005, pour une production annuelle de 509 TWh les pertes totales ont été d’environ 12 TWh soit près de 2,5% de la production.

Les pays européens sont interconnectés pour favoriser des échanges, le prix de l’électricité étant régi par une bourse selon la loi de l’offre et de la demande. Cela représente 450 millions de consommateurs.

 figb5_17 Grâce au parc nucléaire la production électrique française est très largement excédentaire.

Les exportations ont été en 2014 de 92,4 TWh, en particulier vers l’Italie, la Belgique et la Grande Bretagne. Elles ont été plus équilibrées avec l’Espagne et la Suisse. Les importations ont représenté 27,3 TWh essentiellement venant de l’Allemagne.

Le solde très positif est de 65,1 TWh, plaçant la France comme 1er exportateur mondial.

.

 

Remarque n°1 :

  • Une réduction à 50% de la production nucléaire nous priverait de 150 TWh d’électricité économique et de toute possibilité de pouvoir exporter (et avec la nécessité d’importer, à condition de pouvoir encore en trouver !).
  • Le développement et la multiplication des parcs éoliens (terrestre et en mer) nécessitera le développement de très nombreuses lignes haute et moyenne tension dont le coût global est estimé de 30 à 50 milliards d’euros.

Les réseaux électriques présentent des structures variées, maillées, bouclées ou radiales et arborescentes, le but étant d’assurer la plus grande sécurité d’approvisionnement et de pouvoir délester une ligne surchargée vers d’autres lignes.

Remarque n°2 : Pour faire face au transport de fortes puissances électriques sur de très grandes distances, une nouvelle technologique se développe rapidement : La technologie HVDC (High Voltage Direct Current). Au Brésil par exemple une ligne de 1500 km amène le courant des grands barrages vers la côte (le Brésil possède la plus longue ligne aérienne  de 2350 km la Rio Madeira). En Chine ce sont des lignes de plusieurs milliers de km sous 800 kV.

Cette technologie HVDC est fiabilisée et industrialisée par les principaux acteurs de l’électrotechnique de puissance: ABB, Siemens, Alstom (technologie LCC Line Commutated Converter). 

L’intérêt d’une ligne en Courant Continu est de pouvoir relier des réseaux à courant alternatif non synchrones ou deux réseaux à courant alternatif sans qu’il soit besoin de les synchroniser en phase et en fréquence.  Elle permet également d’éviter les « effets de peau » dus aux courants alternatifs et qui entraînent une résistance supplémentaire. C’est cette technologie qui a été adoptée dans le cas de certains parcs éoliens « en mer » allemands situés à 80 km de la côte.

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La puissance (900 MW) est transportée sous 320 kV en courant continu.

.  La technologie « classique » est à thyristors, mais une nouvelle technologie est en développement: VSC (Voltage Source Converter), qui utilise des transistors IGTB (insulated Gate Bipolar Transistors). 

 

2 – Comment est régulé le réseau ?

Toutes les centrales de production électriques étant connectées à un réseau commun à tous les pays européens, il est indispensable que tous les alternateurs soient synchronisés entre eux c’est-à-dire qu’entre les tensions produites il n’y ait aucun déphasage.

Pour cela lors de la mise en réseau d’un alternateur, une opération de synchronisation avec le réseau est opérée automatiquement.

La consommation étant irrégulière et la production devant suivre ces fluctuations, comment l’ajuster en temps réel ?

Une instabilité généralisée du réseau peut conduire à des dégâts matériels (côté production, transport, distribution et clients) et/ou à la mise hors tension d’une partie ou de l’ensemble du réseau (blackout).

 

En cas consommation supérieure à la production il peut y avoir une perte rapide du synchronisme sur les alternateurs avec un risque de délestage ou de black out comme dans le cas du délestage massif de l’Italie en 2003.

Si la production est supérieure à la consommation, il peut y avoir dans ce cas une accélération des machines synchrones qui produisent l’électricité et un emballement pouvant conduire également à un black out par l’intermédiaire de protections fréquencemétriques.

Cette situation est connue des systèmes électriques insulaires où la surproduction notamment éolienne entraîne 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.

 

Deux paramètres fonction du temps doivent être particulièrement surveillés :

  • la fréquence, qui est une grandeur scalaire et dont le réglage est assuré en agissant sur des puissances actives à l’échelle globale ;
  • la tension, qui est une grandeur vectorielle (une valeur en chaque point de connexion des lignes) et dont le réglage est assuré en agissant sur des puissances réactives à l’échelle locale.

 

Le premier paramètre, lié à la puissance active (Cf. chapitre 2) qui va permettre cette régulation c’est la fréquence du réseau qui est de 50 Hz en Europe. Lorsque la consommation augmente, cette énergie supplémentaire est prise sur l’énergie cinétique des rotors, ce qui freine les alternateurs, la vitesse va diminuer (légèrement !) et donc également la fréquence (de quelques centièmes à quelques dixièmes de Hz). Il faut alors augmenter la puissance de production pour combattre ce ralentissement et rétablir la fréquence. En cas de diminution de la consommation, la vitesse du rotor augmente, la fréquence croît et pour la rétablir il faudra réduire la puissance apportée à l’alternateur.

La variation admissible de la fréquence est de ± 0,5 Hz. Cette correction peut se faire en plusieurs étapes. Une première correction, dite « primaire » est automatique et intervient en moins de 30 secondes. Chaque groupe de production possède un réglage automatique de sa vitesse, permettant d’ajuster la puissance en fonction de la fréquence du réseau et peut ainsi s’adapter rapidement. Une deuxième étape, dite « secondaire » intervient dans les premières minutes pour supprimer l’écart résiduel et compenser les variations au niveau des différentes régions. Enfin si la correction secondaire est insuffisante une troisième correction manuelle dite « tertiaire » doit intervenir au plus dans les 30 minutes grâce à des mécanismes d’ajustement entre producteurs. En cas de variations importantes de la fréquence, on risque un effacement de certains groupes de production par sécurité, ce qui risque d’aggraver le problème et de conduire à un « blackout ».

Il faut également stabiliser la tension qui varie aussi en fonction de la consommation (mais qui elle est associée à la puissance réactive). Un réseau électrique chargé engendre une baisse de tension et un réseau à vide engendre une surtension. Ces surtensions peuvent provoquer des détériorations des installations couplées au réseau alors que des sous-tensions provoquent une augmentation de l’intensité électrique et donc des pertes en ligne.

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) qui produit ou consomme de la puissance réactive.

Là aussi on peut distinguer un réglage primaire à l’échelle locale, un réglage secondaire à l’échelle nationale et un réglage tertiaire, manuel, effectué au niveau du dispatching.

Le développement des énergies renouvelables aléatoires comme l’éolien et le solaire posent de plus en plus des problèmes de stabilité du réseau, en particulier en Allemagne qui possède une puissance installée importante (plus de 60 GW) et qui oblige les centres de contrôle à procéder journellement à de nombreuses redirections vers d’autres pays européens, des délestages ou des fermetures momentanées de parcs éoliens pour éviter des surtensions et des surcharges sur le réseau.

Mais que l’on se rassure, même si l’électricité n’est pas injectée sur le réseau et mise « à la poubelle », elle est payée au promoteur au prix fort…

En France la puissance éolienne installée n’est encore que de 9GW mais gardons espoir, les projets de manquent pas et les risques de coupure, blackout … ne sont pas loin.

Il existe également des transformateurs déphaseurs qui permettent de créer un déphasage entre leurs tensions d’entrée et de sortie. Cela a pour objectif de soulager un réseau surchargé. Le réseau de transport d’électricité est maillé ; l’électricité emprunte naturellement et préférentiellement les lignes de moindre résistance électrique. Cela explique que certaines lignes peuvent être saturées alors que d’autres lignes desservant la même zone peuvent être sous-utilisées.

En « forçant » le passage de l’électricité sur une ligne électrique plutôt que sur une autre, le transformateur déphaseur permet d’optimiser les lignes les moins empruntées et donc de soulager les lignes saturées. Grâce à cette meilleure répartition des transits sur les lignes, le réseau de transport d’électricité peut être exploité au maximum de ses capacités techniques. Ils sont aussi de plus en plus utilisés par les pays voisins de l’Allemagne pour pouvoir s’isoler des productions « invasives » d’électricité éolienne !

Sur le plan technique, un transformateur déphaseur est constitué d’un transformateur connecté en triangle et en parallèle aux systèmes d’entrée et d’un transformateur connecté en série. Les deux ont des noyaux magnétiques séparés et des cuves séparées.

Un changeur de prises permet de régler le déphasage souhaité.

 

Complément : Production électrique des éoliennes et couplage sur le réseau

Une éolienne est une unité de production de faible puissance, entre 3MW pour les éoliennes terrestres et 8 MW pour les plus puissantes éoliennes en mer (« off-shore ») actuelles.

La particularité d’une éolienne est d’être tributaire du vent dont la force et la direction varient constamment, ce qui pose des problèmes de connexion sur le réseau.

Les pales tournant à une faible vitesse, environ 20 tours par minute (soit pour l’extrémité d’une pale de 45m de long une vitesse d’environ 400 km/h !), deux solutions sont possibles, le générateur synchrone (c’est-à-dire un alternateur) soit un générateur asynchrone ou générateur à induction. Dans les 2 cas, la tension de sortie est de 690 volts puis à l’aide d’un transformateur amenée à 20 ou 30 kV pour le couplage au réseau.

  1. Le générateur synchrone

Dans ce cas, la liaison est directe entre le rotor (qui est constitué soit par des électroaimants, soit plus généralement par des aimants permanents à forte aimantation) et le moyeu de l’hélice. L’énergie électrique est générée au niveau du stator. Compte tenu des variations de la vitesse de rotation il est nécessaire d’introduire à la sortie de l’alternateur un convertisseur de fréquence afin de synchroniser la fréquence à la sortie de l’éolienne avec celle du réseau. Ce convertisseur est constitué d’un premier étage redresseur à base de thyristors (qui génère donc un courant continu) puis d’un deuxième étage constitué par un onduleur qui recrée un courant alternatif à la fréquence de 50 Hz. Le courant ainsi généré est d’assez mauvaise qualité (distorsion harmonique par ondes carrées) et doit être filtré.

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 figb5_19 Ces éoliennes sont relativement compactes au niveau de la nacelle, ont un assez bon rendement et peu bruyantes. La vitesse variable peut être utilisée pour stocker momentanément en cas de coups de vent violents une partie de l’énergie cinétique. On peut aussi plus facilement gérer la puissance réactive.

Les principaux inconvénients sont d’une part le coût du convertisseur de fréquence et la perte d’énergie liée à ces transformations successives.

 

Eoliennes Enercon à générateur synchrone

  1. Le générateur asynchrone (ou générateur à induction)

Le générateur asynchrone est identique sur le principe au moteur asynchrone, très largement utilisé et qui équipe en particulier l’électroménager. Dans un moteur asynchrone, le rotor est constitué d’une série de lames conductrices distribuées autour de l’axe (d’où le terme de « cage d’écureuil ») et reliées aux extrémités par deux anneaux.

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Stator et rotor Rotor en cage d’écureuil

Le stator est alimenté par le réseau électrique (triphasé pour les applications industrielles) et engendre un champ magnétique tournant selon la fréquence du réseau (50 Hz ou 1500 tr/mn).

 figb5_03 Principe du moteur asynchrone

Le champ magnétique tournant du stator engendre au niveau des éléments du rotor (en cage d’écureuil) des courants induits qui à leur tour créent un champ magnétique qui provoque l’apparition de forces entrainant la rotation du rotor. La vitesse de rotation est légèrement inférieure à la vitesse de rotation du champ magnétique tournant (« glissement »)

Dans le cas du moteur où le rotor tourne moins vite que le champ magnétique tournant (« hyposynchrone ») il y a consommation d’énergie. Mais si au contraire le rotor tourne plus rapidement (« hypersynchrone ») par un entraiment extérieur, il y a production d’énergie et le moteur devient générateur. La différence de vitesse entre les deux est très faible (quelques %)

C’est ce qui est utilisé dans une grande majorité d’éolienne. Comme le stator est alimenté par le réseau, la fréquence du courant ainsi créée est compatible avec celle du réseau et le générateur peut être couplé directement.

 figb5_05 Cependant, l’arbre relié aux pales tournant à des vitesses beaucoup plus faibles (environ 20 tr/mn), il est nécessaire d’intercaler entre le moyeu de l’arbre et le générateur un multiplicateur (c’est-à-dire une série d’engrenages) qui multiplie d’un facteur 70 environ la vitesse de rotation pour obtenir une valeur proche de 1500 tr/mn.

Une des conséquences est d’augmenter la longueur de la nacelle.

Le principal avantage du générateur asynchrone sur l’alternateur synchrone est le coût plus faible. La maintenance est également facilitée (d’où son usage généralisé pour les éoliennes off shore). Il est également aisé de transformer l’éolienne en « ventilateur » en la découplant du vent et en transformant le générateur en moteur, ce qui est très utile pour maintenir l’éolienne en état en cas de longue absence de vent (et pour des raisons … disons commerciales… mais ce ne peut être que des ragots naturellement !)

 

Les inconvénients sont liés essentiellement à la présence du multiplicateur qui d’une part offre une résistance au mouvement et donc qui nécessite des vents plus importants pour démarrer l’éolienne (et qui diminue le rendement) et d’autre part la présence d’une grande quantité d’huile avec des risques de fuites, sans oublier le bruit, plus important qu’avec une éolienne « synchrone ».

 

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