ÉLECTRICITÉ - Réseaux électriques

ÉLECTRICITÉ - Réseaux électriques

La production, le transport et la distribution de l’énergie électrique sont réalisés par un réseau , ensemble complexe de sources d’énergie, les centrales , et de lignes . Cette structure s’est progressivement développée à mesure que les besoins des usagers en énergie électrique et leurs exigences quant à la qualité du service rendu se sont étendus à l’ensemble du pays et non plus seulement à quelques régions privilégiées.

Le coût de l’énergie produite et la continuité du service sont devenus des éléments essentiels dans l’économie d’un pays. La diversité des moyens de production et de leurs caractéristiques intrinsèques, la multiplicité des besoins à satisfaire (industrie, traction, agriculture, usages domestiques) ont rendu nécessaire la création des grands réseaux modernes.

Les centrales électriques sont les usines où s’effectue la transformation d’une source d’énergie «primaire» en énergie électrique. On qualifie de primaires les sources d’énergie naturelles telles que le charbon, le pétrole, le gaz naturel, les chutes d’eau, la marée, le vent, le rayonnement solaire, l’uranium. Le mot «centrale» est ainsi généralement suivi d’un qualificatif qui évoque la nature de la source d’énergie primaire employée: centrale thermique (charbon, pétrole, gaz naturel), centrale hydraulique (chute d’eau), centrale marémotrice (marée), centrale nucléaire (uranium). Cette terminologie est indépendante de toute notion de taille: il existe des centrales dont la puissance ne dépasse pas quelques kilowatts (microcentrales), et d’autres qui atteignent plusieurs gigawatts.

Les procédés de conversion directe en énergie électrique de l’énergie potentielle des sources primaires sont à l’heure actuelle soit inconnus, soit au stade expérimental (piles à combustible, photopiles...).

Il est donc nécessaire d’utiliser comme intermédiaire une forme d’énergie aisée à produire et facilement transformable en énergie électrique: c’est l’énergie mécanique délivrée par une machine motrice rotative, la turbine, qui est universellement adoptée, la conversion finale en énergie électrique étant assurée par une machine réceptrice également rotative, l’alternateur. L’accouplement mécanique d’une turbine et d’un alternateur constitue ainsi l’unité de conversion fondamentale de toute centrale.

Lorsque l’énergie potentielle de la source primaire est de nature mécanique (chute d’eau, marée), la turbine assure directement la transformation en énergie mécanique de rotation avec un rendement qui peut être excellent (supérieur à 80 p. 100). Par contre, lorsque l’énergie potentielle est de nature chimique ou nucléaire, on ne sait pratiquement, jusqu’à présent, que la dégrader sous forme de chaleur, qui est ensuite cédée à un fluide intermédiaire (vapeur d’eau, gaz), lequel entraîne finalement la turbine. Le rendement est alors limité par celui de la première transformation et il ne dépasse guère 40 p. 100.

Les réseaux électriques transportent l’énergie produite dans des centrales électriques implantées dans des lieux favorables, jusque chez les utilisateurs industriels ou domestiques, dispersés sur tout le territoire. Ils sont constitués de lignes aériennes ou souterraines, et de postes organisés autour de deux types d’appareils: les jeux de barres, auxquels les lignes sont rattachées par l’intermédiaire d’appareils de coupure, et les transformateurs, nécessaires pour relier des jeux de barres à tensions différentes. On assigne à ces réseaux des rôles de distribution ou de transport.

Les réseaux de distribution alimentent directement les consommateurs soit sous basse tension (BT) pour les utilisations domestiques ou artisanales, soit sous moyenne tension (MT) pour les usagers industriels demandant des puissances plus importantes. Les réseaux de transport transitent les énormes puissances fournies par les centrales, ce qui leur fait jouer un, ou souvent plusieurs, des trois rôles suivants: transport proprement dit entre deux points, répartition à l’intérieur d’une zone de consommation, interconnexion entre deux réseaux qui trouvent ainsi des secours réciproques pour les situations difficiles.

1. Les centrales électriques

Les centrales hydrauliques

Utilisant l’énergie des chutes d’eau, les centrales hydrauliques furent les premières usines à produire industriellement de l’énergie électrique au début du XX^e siècle. Dans certains pays riches en ressources hydrauliques, elles assurent encore aujourd’hui une part importante de la production (la presque totalité en Norvège, contre environ 15 p. 100 en France).

Les principales caractéristiques d’une centrale hydraulique et du matériel qui l’équipe dépendent étroitement du site où elle est implantée: hauteur de la chute, volume des précipitations annuelles, existence (ou absence) d’un réservoir en amont et capacité utile de ce réservoir. L’équipement optimal est ainsi extrêmement variable d’une centrale à l’autre, et une très grande diversité existe dans ce domaine.

Le type de turbine choisi dépend avant tout de la hauteur de la chute: turbines à hélices et turbines Kaplan pour les très basses chutes, turbines Francis pour les moyennes, turbines Pelton pour les très hautes. La puissance unitaire de chaque groupe résulte d’une étude économique qui fixe le débit maximal global utilisable et le nombre de groupes.

Lorsque aucune possibilité appréciable de stockage n’existe à l’amont de la centrale, celle-ci est dite au fil de l’eau: la puissance disponible à ses bornes suit l’évolution du débit de la rivière dont elle utilise l’eau. Les centrales de cette catégorie sont en général implantées sur les cours d’eau importants (par exemple le Rhône, le Rhin et les grands fleuves russes et d’Amérique). L’énergie qu’elles produisent sert à satisfaire les besoins minimaux du réseau puisque ces centrales ne disposent d’aucune marge pour moduler la puissance qu’elles délivrent.

Un mode d’exploitation tout à fait différent régit les centrales dont l’eau provient d’une retenue créée par un barrage. Le principe est alors d’accumuler l’eau dans la retenue pendant les périodes de faible demande et de ne mettre la centrale en service que pour permettre au réseau de fournir aux usagers la puissance nécessaire en période de pointe. Suivant l’importance de la retenue et l’origine de ses apports en eau, la centrale peut fonctionner pendant quelques heures dans une journée, quelques semaines au cours d’une ou plusieurs saisons, ou enfin quelques mois par an. On rencontre de telles centrales principalement dans les régions montagneuses ou l’établissement de barrages est particulièrement aisé.

Créées pour satisfaire des besoins très locaux, les premières centrales hydrauliques ne furent pas toujours conçues avec le souci d’utiliser au mieux le capital en houille blanche de leur vallée. Il en va tout autrement à l’heure actuelle, où les besoins sont à l’échelle d’un pays. Les centrales sont maintenant incorporées à de véritables complexes hydro-électriques qui intéressent fréquemment plusieurs bassins versants et s’étendent de la source à l’embouchure d’un même cours d’eau. Ces complexes comprennent de nombreux ouvrages, tels que canaux, galeries souterraines, barrages et plusieurs centrales disposées en cascade. L’utilisation du potentiel énergétique de l’eau est ainsi complète et la régularisation des débits qui en résulte supprime les effets dévastateurs de certaines crues. Des ouvrages destinés à l’irrigation ou à la navigation sont souvent incorporés à ces complexes.

Afin d’accroître les réserves d’eau disponibles aux heures de pointe, il est apparu rentable de créer, dans certains sites favorables, des stations de pompage, qui remontent dans une retenue en amont l’eau d’une retenue située plus en aval. Le pompage est effectué aux heures creuses, lorsque le coût de production de l’énergie est le plus bas, et l’eau ainsi «relevée» est alors disponible pour produire de l’énergie aux heures de pointe.

S’ils utilisent une source d’énergie gratuite, les ensembles hydro-électriques entraînent en contrepartie des frais d’investissement importants et leur rentabilité doit être l’objet d’un examen attentif. L’aptitude des turbines hydrauliques aux variations rapides de puissance constitue une qualité extrêmement précieuse dans l’exploitation d’un réseau. La simplicité de leur conduite a permis d’envisager et de réaliser leur télécommande depuis un poste central (dispatching, ou centrale pilote de l’ensemble hydro-électrique); il en résulte une plus grande souplesse d’exploitation et une diminution des frais de fonctionnement.

Dans la plupart des pays industrialisés, l’équipement des sites rentables est pratiquement achevé et la part de la production assurée par les centrales thermiques et nucléaires est devenue largement prépondérante.

Cependant les centrales hydrauliques peuvent encore constituer une solution intéressante au problème de l’énergie dans des pays en cours de développement qui disposent de ressources inexploitées.

Les centrales marémotrices

Ce sont des centrales hydrauliques, alimentées en eau de mer, qui exploitent la dénivellation créée par les marées. Schématiquement, un estuaire, ou une baie, est fermé par un barrage muni de vannes. Ces vannes sont ouvertes à marée montante et refermées lorsque le niveau de l’eau a atteint sa cote maximale. La marée descendante crée une dénivellation croissante entre le plan d’eau de la retenue et le large; lorsque cette dénivellation est suffisamment importante, l’eau de la retenue est conduite vers des turbines, d’où elle retourne à la mer, et le cycle s’achève lorsque le plan d’eau se retrouve au même niveau que le large. Ce cycle élémentaire, tributaire de l’heure des marées, ne permet aucune adaptation aux besoins essentiellement variables du réseau. Il peut être assoupli par l’utilisation de turbines capables de fonctionner quel que soit le sens de la dénivellation et pouvant au besoin être utilisées comme pompes de façon à accroître, sous faible dénivellation, la réserve d’eau qui servira au cycle de production suivant.

Peu de centrales de ce type existent dans le monde. En France, la réalisation de l’usine marémotrice construite sur l’estuaire de la Rance a permis la mise au point du groupe «bulbe», ensemble turbine-alternateur monobloc, compact, dont vingt-quatre exemplaires équipent cet ouvrage. De nombreux problèmes créés par l’agressivité corrosive de l’eau de mer vis-à-vis des matériaux ont dû être résolus. Mais la simplicité de mise en œuvre et d’exploitation des groupes «bulbes» permet d’envisager leur utilisation en rivière sur des chutes de faible importance qu’il ne serait pas économique d’équiper de groupes traditionnels.

L’implantation d’une centrale marémotrice ne peut être envisagée que sur un site jouissant de marées de forte amplitude et permettant la création d’une retenue dans de bonnes conditions. De tels sites sont peu nombreux dans le monde et leur équipement nécessite de toute façon des investissements considérables. Des projets au Canada (baie de Fundy) et en Angleterre (estuaire de la Severn) n’ont pas abouti. L’avènement de l’énergie nucléaire rend l’avenir des centrales marémotrices très incertain.

Les centrales thermiques

Dans ces usines, l’énergie mécanique nécessaire à l’entraînement des alternateurs est fournie par la vapeur d’eau surchauffée, détenue dans des turbines. L’évaporation et la surchauffe de l’eau s’effectuent dans des chaudières grâce à l’énergie thermique qui lui est communiquée par la combustion de charbon, de lignite, de fuel-oil ou de gaz naturel suivant les cas.

L’importance des débits mis en jeu et l’obligation d’utiliser une eau très pure impose l’emploi d’un cycle fermé: l’eau condensée après sa détente en phase gazeuse dans la turbine est réintroduite dans la chaudière au moyen de pompes. L’apport extérieur d’eau pure est ainsi limité à la seule compensation des quelques pertes créées par des fuites inévitables.

La part relativement importante du coût du combustible dans le prix de l’énergie délivrée par les centrales thermiques conduit à améliorer le plus possible le rendement de la transformation.

Dès 1930, la combustion du charbon sur des grilles dans le foyer des chaudières avait cédé le pas devant les brûleurs alimentés par un mélange d’air et de combustible finement pulvérisé, qui brûle à la manière d’un gaz. L’emploi de cette technique a rendu possible la réalisation d’unités de grande puissance et l’automatisation de leur conduite. De plus, la construction de chaudières polyvalentes, capables de brûler indifféremment du charbon, du gaz ou du fuel-oil s’en est trouvée facilitée.

Depuis 1945, presque tous les pays ont adopté le «schéma-bloc» dans l’organisation des centrales thermiques: un groupe turbo-alternateur est alimenté par une seule chaudière, qui, de plus, ne peut alimenter que ce seul groupe; l’ensemble constitue une unité de production autonome, la tranche; plusieurs tranches identiques ou de caractéristiques voisines existent généralement dans une même centrale. On a pu ainsi minimiser les investissements et pousser l’automatisation au point qu’un homme seul peut aisément conduire une tranche.

La consommation journalière de combustible d’une centrale thermique moderne s’élève à plusieurs milliers de tonnes de charbon ou de fuel-oil qu’il faut transporter par voie ferrée ou par voie d’eau si la centrale est éloignée des centres d’approvisionnement (mines, raffineries); le refroidissement des condenseurs des turbines nécessite un débit d’eau de plusieurs dizaines de mètres cubes par seconde. On préfère prélever cette eau et la restituer à une rivière (refroidissement en circuit ouvert) plutôt que de construire des aéroréfrigérants coûteux (refroidissement de l’eau par l’air ambiant, en circuit fermé); les frais de transport de l’énergie produite sont d’autant moins élevés que la centrale est proche des centres de consommation: il est rare qu’un site soit entièrement satisfaisant de ces trois points de vue et le choix résulte généralement d’un compromis appuyé sur une étude économique.

Le mode d’exploitation d’une centrale thermique varie au cours de son existence. Lorsqu’elle est récente, le prix de l’énergie qu’elle délivre est faible par rapport à celui des centrales plus anciennes; il convient donc de lui assurer un fonctionnement à pleine puissance aussi continu que possible. Progressivement la présence de centrales plus modernes et plus économiques conduit à faire varier la puissance fournie en fonction de la demande et même à l’arrêter complètement pendant les «creux» (nuit, week-end, mois d’été). À la fin de son existence elle n’entre plus en service que quelques semaines par an lors des pointes de l’hiver ou à l’occasion d’incidents rendant momentanément indisponibles des équipements plus récents.

Le premier choc pétrolier et la construction de centrales nucléaires ont donné un coup d’arrêt aux centrales thermiques. Leur déclassement a commencé et, en 1988, elles n’assuraient plus que 9 p. 100 de la production en France. Les centrales conservent un rôle quand il faut ajuster la production à la consommation, notamment en hiver. Les usines restantes ont été modernisées: la puissance des unités de production atteint plusieurs centaines de mégawatts.

Les centrales nucléaires

Héritières pacifiques d’efforts militaires, les premières centrales nucléaires firent leur apparition vers 1950. Leur principe n’est pas différent de celui des centrales thermiques conventionnelles, en ce sens qu’elles sont équipées de chaudières, qui alimentent en vapeur des groupes turbo-alternateurs. Toute la différence réside dans la constitution de ces chaudières.

L’énergie dégagée par la fission des atomes se transforme en chaleur au sein des barres d’uranium d’un réacteur. Cette énergie thermique est transportée par un fluide caloporteur (véhicule de la chaleur), qui peut être un gaz ou un liquide, des barreaux d’uranium à des échangeurs de chaleur où s’effectue son transfert à de l’eau, qui, transformée en vapeur, alimente les turbines.

De nombreux types de réacteurs combinant les différents modérateurs et fluides caloporteurs disponibles ont été imaginés. On en a réalisé quelques-uns. Peu, par contre, ont été jusqu’à présent l’objet d’un développement industriel. Ce sont: aux États-Unis les réacteurs de la filière à eau légère, qui utilisent l’eau ordinaire à la fois comme modérateur et comme fluide caloporteur; en Grande-Bretagne et en France, les réacteurs à graphite-gaz modérés au graphite et refroidis par du gaz carbonique sous pression; au Canada, les réacteurs de la filière à eau lourde, modérés et refroidis par ce liquide. Les représentants des différents pays intéressés sont cependant d’accord pour reconnaître que les surgénérateurs à neutrons rapides refroidis au sodium liquide sont, pour l’avenir, les plus prometteurs, malgré les difficultés technologiques que soulève leur mise au point (cf. industrie NUCLÉAIRE Réacteurs nucléaires).

Le nombre important des paramètres qui caractérisent l’état d’un réacteur et de ses auxiliaires a conduit à généraliser, dans les centrales nucléaires, l’emploi des équipements informatiques. D’autre part, des matériels spécifiques en matière de détection et d’alarme sont installés pour garantir la sécurité du personnel vis-à-vis des rayonnements ionisants.

La masse de combustible que requiert le fonctionnement d’une centrale nucléaire est faible par rapport à celui d’une centrale thermique conventionnelle: quelques centaines de tonnes par an au lieu de quelques milliers de tonnes par jour. De ce point de vue, la proximité d’une rivière ou d’une voie ferrée n’est pas impérative, et l’implantation des centrales nucléaires s’en trouve facilitée.

L’expérience d’exploitation des premières centrales nucléaires en service dans le monde a été satisfaisante une fois surmontées les difficultées qui ne manquent jamais d’apparaître au début du développement de toute technique nouvelle. À la fin du XX^e siècle, plusieurs centaines de réacteurs fonctionnent dans le monde, des constructions sont prévues, certaines centrales sont arrêtées à cause de leur vétusté ou d’un incident; il est difficile d’affirmer qu’elles remplaceront définitivement et complètement les centrales au charbon, au fuel-oil, ou au gaz naturel.

Les centrales de pointe

Ce sont des centrales de faible puissance (quelques dizaines de mégawatts) qui n’entrent en service qu’aux heures de la journée où la demande d’énergie augmente rapidement pour une durée assez courte. Le rendement doit alors être sacrifié à la recherche d’un investissement aussi faible que possible, puisque cet investissement ne peut être amorti que sur une production très limitée. Il faut également que la durée de la mise en service de ces centrales soit brève pour limiter la consommation de combustible hors production. Les turbines à gaz répondent bien à ces divers impératifs et elles sont prévues également dans les régions déficitaires en électricité.

2. Architecture des réseaux d’énergie

L’architecture des réseaux d’énergie est déterminée par le choix de la nature du courant électrique (continu ou alternatif), du niveau de tension, et de la structure topologique formée par les lignes et les postes.

Les choix initiaux

À New York, dans les premiers réseaux construits par Edison en 1882 pour la distribution en basse tension, ainsi qu’à Bellegarde, en France, le choix du courant continu s’imposait. Ce courant provenait des dynamos (mises au point par Gramme vers 1870), installées dans une centrale placée au cœur de la ville. Des lignes de transport à courant continu ont fonctionné vers la même époque, mais à titre expérimental. Dès 1883, après l’invention du transformateur par Gaulard et Gibbs et de l’alternateur triphasé par Tesla (l’alternateur monophasé était connu depuis cinquante ans), le courant alternatif à faible fréquence (16 ou 25 périodes) a concurrencé le courant continu, difficilement dans les villes, où ce type de distribution existait déjà, plus facilement entre les villes pour le transport de l’énergie électrique, la possibilité de passage entre des installations à tensions différentes étant plus facile: la première ligne industrielle, celle du Niagara à Buffalo, aux États-Unis, a été construite en 1896. C’est seulement vers les années 1950 que les derniers réseaux de distribution à courant continu ont disparu. Le système alternatif triphasé est aujourd’hui universellement adopté. Mais l’accord mondial sur la fréquence n’a pas pu se faire à temps, l’Europe adoptant 50 Hz (hertz, ou périodes par seconde), et les États-Unis et le Canada 60 Hz.

L’utilisation de la même fréquence a permis aux réseaux voisins de fusionner à des échelles de plus en plus vastes, et donc à des niveaux de tension de plus en plus élevés: par exemple, en France, les réseaux de Paris en 1907 à 12 kilovolts, l’ensemble des réseaux pyrénéens en 1923 à 150 kV, la quasi-totalité des réseaux français en 1938 à 220 kV. L’ensemble des réseaux des pays d’Europe de l’Ouest vers 1956 se relient au niveau de 400 kV. Cette interconnexion permet d’accroître la sécurité d’alimentation, tout en réduisant les puissances en réserve, dans le but d’assurer des secours aux sources défaillantes.

L’emploi du courant alternatif n’est plus aussi certain dans l’avenir, la technique actuelle du courant continu présentant des avantages économiques pour des applications particulières telles que le transport d’énergie à très haute tension sur plus de 600 kilomètres (au Canada, dans l’ex-U.R.S.S., en Afrique) ou pour la traversée d’un bras de mer. C’est ainsi qu’ont été réalisées des liaisons France-Angleterre, Suède-Danemark, Sardaigne-Italie, etc. L’alimentation par câbles des grandes agglomérations amènera peut-être un nouveau développement du transport en courant continu (mais non de la distribution). L’expérience «IFA 2000», au cours de laquelle le réseau électrique français fut interconnecté avec la Grande-Bretagne à l’aide de câbles sous-marins isolés transportant du courant continu, en constitue un exemple.

Structure des réseaux

À part ceux que l’on vient de citer, tous les réseaux du monde sont pratiquement triphasés. Ils sont en général équilibrés: les courants d’intensité égale dans les trois fils de phase, mais décalés d’un tiers de période, ont une somme nulle. La seule exception est constituée par les réseaux à basse tension, car des usagers utilisant le courant monophasé y sont raccordés. Même si l’on équilibre statistiquement les puissances consommées du fait des variations continuelles de celles-ci, l’équilibre n’est jamais réalisé et un quatrième conducteur, appelé le neutre, est nécessaire. Il faut noter la présence possible, surtout sur les lignes à haute tension, au-dessus des trois fils de phase, d’un ou deux conducteurs de garde destinés à les protéger contre le coup de foudre.

Les cartes de réseaux semblent toutes présenter l’aspect d’une toile d’araignée. En fait, deux structures peuvent être réalisées: radiale ou maillée. Dans ce dernier cas, les tronçons de lignes, connectés entre eux, forment des mailles comme celles d’un filet (mais de formes variées); de ce fait, l’énergie peut trouver plusieurs chemins pour aller de la source (centrale ou poste d’alimentation) à l’utilisateur, ce qui assure une grande sécurité; mais la protection de ce type de réseau en cas d’avarie d’un de ses éléments est compliquée, et donc onéreuse. Les réseaux maillés sont utilisés dans les cas où la sécurité d’alimentation est primordiale, en particulier pour la distribution à basse tension des importantes métropoles (New York, Londres, Paris) et pour le transport à très haute tension.

Dans la structure radiale, le réseau s’organise comme un arbre, l’énergie canalisée d’abord dans le tronc, appelé artère ou feeder , s’écoule ensuite dans les branches ou dérivations: il n’y a qu’un seul chemin entre la source et un utilisateur donné, mais la sécurité moindre par rapport au réseau maillé est compensée par une facilité de protection et donc d’automatisation. Les réseaux de répartition et ceux de distribution à moyenne tension sont habituellement de structure radiale. Dans certains cas, les dérivations ne comportent qu’une ou deux des trois phases du réseau. Ce système est général dans les réseaux à moyenne tension des États-Unis, où l’importance des puissances de chaque usager conduit à réduire chaque réseau à basse tension alimenté par ces dérivations à quelques dizaines de mètres de lignes et à moins de dix branchements, ou même à un seul branchement. Les réseaux de distribution du type américain diffèrent donc des européens, où les lignes triphasées à basse tension sont fortement développées et où chaque poste dessert plus de cent usagers.

L’échelonnement des tensions

Dans le cas particulier où l’on transite une puissance constante, le choix de la ligne réalisant l’optimum économique correspond, dans les conducteurs, à une densité de courant toujours la même, voisine de un ampère par millimètre carré. Il en résulte pour la tension une valeur optimale, proportionnelle à la racine carrée de la puissance à transiter.

Cependant on peut s’écarter de cette valeur sans répercusion sensible sur le coût total du transport, comme cela se passe en général pour tout optimum économique. Dans un réseau complexe où les puissances varient fortement, on gagne plus à réduire le nombre de niveaux de tension qu’à ajuster ceux-ci aux puissances en jeu.

Pour les usages domestiques, le choix d’une basse tension s’impose, compte tenu de la faiblesse des puissances et aussi du faible isolement suffisant pour assurer la sécurité. Les pays d’Europe de l’Ouest comme de l’Est ont normalisé la tension triphasée 220-380 volts, d’autres tensions (en particulier le 127-220 volts, en France et en Italie), est en voie de disparition. Aux États-Unis, la normalisation semble se faire autour des deux systèmes de basse tension: triphasé 120-208 volts et monophasé (à 2 fils) deux fois 120 volts.

Les réseaux à basse tension sont alimentés par des postes délivrant des puissances de quelques dizaines ou centaines de kilovoltampères, c’est-à-dire de l’ordre de celles dont on a besoin dans la petite industrie. De telles puissances sont économiquement transitées en moyenne tension, c’est-à-dire entre 3 et 35 kV, la tendance étant d’abandonner les tensions inférieures à 10 kV. La tension de 20 kV, très répandue en Europe a été choisie en France comme la seule moyenne tension de l’avenir. Le transport et la répartition nécessitent des tensions plus élevées, et d’autant plus que les transits portent sur les puissances plus grandes comme celles que fournissent les centrales modernes (quelques centaines et même quelques milliers de mégawatts).

Malgré les efforts de normalisation internationale, la gamme de tensions utilisées diffère plus ou moins d’un pays à l’autre. En France, elle est de 20-63 ou 90-230-400 kV.

En Europe centrale, on utilise plutôt: 10 ou 20-110-230-400 kV, et en Grande-Bretagne: 11-33-66-132-275 ou 400 kV. Aux États-Unis, la diversité des sociétés distributrices conduit à l’utilisation d’un plus grand nombre de niveaux de tension, de 4 kV à 500 kV. Le niveau de 730 kV, déjà utilisé au Canada et dans l’ex-U.R.S.S., le sera dans de nombreux pays, dont la France.

3. Réalisation des réseaux d’énergie

La construction et l’exploitation des réseaux posent des problèmes de moindre coût, qui sont résolus par une normalisation des matériels poursuivie afin de bénéficier de fabrications en série, et par une planification à court et long terme grâce aux méthodes de programmation mathématique les plus modernes.

Les principaux matériels

Les lignes électriques sont composées de câbles et de leurs supports; le courant étant alternatif triphasé, le circuit est composé de 3 câbles correspondant aux trois phases. L’isolement d’un matériel électrique est souvent onéreux: l’air réalise un isolement simple à condition de placer les conducteurs à une hauteur et à une distance des supports d’autant plus grandes que la tension de la ligne est plus élevée. On les suspend à ces supports: il s’agit des poteaux en bois ou en béton pour les lignes moyenne ou basse tension, les pylônes sont en métal pour les lignes haute ou très haute tension. Pour ne pas enlaidir le paysage, deux circuits sont regroupés sur le même pylône, il en existe de différentes formes pour une meilleure esthétique. Les lignes sont suspendues aux pylônes par des chaînes d’isolateurs.

Les lignes aériennes causent souvent des préjudices aux sites traversés. Dans les campagnes et les montagnes, on cherche à les cacher dans toute la mesure du possible. Aux alentours des grandes agglomérations, on les rassemble dans des couloirs étroits figurant dans les plans d’urbanisme. Leur transformation en lignes souterraines doit tenir compte des dépenses supplémentaires que cela entraîne: de quinze à vingt fois supérieures à celles d’une ligne aérienne pour une ligne souterraine de 400 kV. Ces câbles doivent être placés dans des tranchées assez profondes pour que, durant les multiples travaux à proximité de leur trajet, le risque de coups de pioche soit réduit, et assez larges pour que les trois câbles d’une ligne se refroidissent sans trop s’influencer. D’autres inconvénients doivent être pris en compte; les pertes en ligne: au-delà de 45 km, un câble de 400 kV ne transporte plus de courant utile, de plus, un câble souterrain se comporte comme un condensateur.

Dans les agglomérations denses, il n’est plus possible de respecter des distances de sécurité pour les lignes aériennes à moyenne tension, mais on a continué à installer des lignes à basse tension, utilisant des potelets scellés aux murs ou plantés sur les toits. Ces solutions sont souvent inesthétiques et on a utilisé des câbles sur façade pratiquement invisibles et bien moins onéreux que les câbles souterrains. Aux États-Unis, on s’est inquiété du caractère inesthétique des lignes à moyenne et basse tension, qui pénètrent loin au cœur des villes, et il se développe une technique peu coûteuse, qui consiste à enterrer les câbles à une faible profondeur.

L’exploitation des réseaux nécessite l’emploi de nombreux appareils de coupure, que l’on peut classer en trois catégories selon leurs fonctions. Les sectionneurs ont pour seul but de matérialiser la coupure du réseau en un point par une distance d’ouverture visible et infranchissable aux surtensions; ils se manœuvrent hors tension (donc hors courant). Les interrupteurs sont capables de couper le courant normal traversant un appareil (moteur, transformateur, condensateur, etc.). Les disjoncteurs ont pour fonction de couper les courants très intenses qui circulent dès qu’il se produit un incident (courant de court-circuit) pour séparer du réseau le matériel qui en est le siège, dans des délais aussi brefs que possible (quelques dixièmes de seconde). Ils sont actionnés par une automatisme, relais de protection, qui détecte tout régime anormal dès son apparition, en localise la cause et provoque les manœuvres d’ouverture ou de fermeture nécessaires (et souvent les deux successivement, car les plus fréquentes des causes d’incident disparaissent spontanément). Les disjoncteurs sont installés dans les postes pour relier les appareils ou les lignes aux jeux de barres, et parfois entre des tronçons de ces jeux de barres. La longueur des barres varie de l’ordre du mètre, dans les postes de distribution sous basse tension, à celui de la centaine de mètres, dans les grands postes d’interconnexion. On réalise des schémas de poste très divers dont les plus typiques sont représentés sur la figure 1. On installe également des petits disjoncteurs juste après le compteur des installations domestiques, non seulement par commodité, mais aussi pour assurer une meilleure sécurité aux usagers. Un disjoncteur différentiel ultrasensible, très efficace à ce point de vue, est installé en France et dans des pays voisins.

Le service public et les qualités du service

La distribution de l’électricité est un service public qui met à la disposition de tout usager, en permanence, la puissance dont il a besoin, et qui doit satisfaire à diverses obligations contrôlées par l’État, assurant par exemple la sécurité de tous et une qualité satisfaisante du service. De tout temps, les conditions matérielles de la distribution ont amené ce service à prendre un caractère de monopole, ce qui explique que de nombreux pays d’Europe aient confié la production et la distribution de l’électricité à des entreprises nationales, c’est-à-dire propriété de l’État, telle l’Électricité de France. Dans les autres pays, la distribution, au moins, est assuré souvent par des régies municipales (Allemagne, Suisse) ou par des organismes administratifs.

L’énergie électrique des États-Unis est produite et distribuée par des organismes fédéraux (Tennessee Valley Authority, Bureau of Reclamation, Bonneville), d’États (Californie, etc.) ou privés.

L’un des principaux contrôles administratifs porte sur les tarifs. Un service public se doit de fournir l’énergie électrique à son prix de revient. Il en résulte une différenciation des tarifs suivant le niveau de tension, le lieu (plus ou moins proche des centrales à faible coût de production, en particulier des hydrauliques), et suivant l’heure, car le coût marginal du kilowatt-heure est le plus élevé aux heures de pointe, où doivent être remis en service les groupes générateurs les plus anciens, donc de coûts de production le plus élevés. Cependant le respect strict des prix de revient ferait subir aux usagers ruraux des charges trop élevées, et des considérations sociales conduisent à une forte péréquation des tarifs de basse tension entre les villes et les campagnes.

L’administration impose un niveau de qualité du service, et les progrès techniques permettent une amélioration. La fréquence est maintenue constante avec une excellente précision (50 梁 0,1 Hz), supérieure à ce qui est nécessaire aux usagers, mais justifiée par la nécessité de la régulation des puissances. En effet, les puissances fournies ou absorbées par une machine tournante sont sensibles à sa vitesse de rotation, laquelle est proportionnelle à la fréquence, et tout déséquilibre entre production et consommation tend à être compensé par une variation de fréquence. Cette constatation est à la base du système de régulation du réseau dit réglage de fréquence-puissance, où l’ordre de réglage est fonction de la variation de fréquence et de la variation de puissance; les échanges par les lignes d’interconnexion avec les réseaux voisins permettent également d’avoir une sécurité.

La régulation du réseau doit aussi porter sur la tension, car tout écart par rapport à la tension nominale fait baisser en moyenne le rendement des appareils d’utilisation proportionnellement au carré de cet écart. On réduit les variations de tension par l’emploi de transformateurs qui élèvent ou abaissent, selon le cas, la tension du courant électrique; ils permettent de choisir la tension la mieux adaptée à son transport ou à sa distribution, et un système de programmation gère les centres de production.

Une dernière et importante qualité du service est sa continuité. Elle ne peut être absolue, car les lignes sont exposées aux intempéries et aux chocs, et les matériels de toutes natures ne sont jamais à l’abri de diverses défectuosités dues à la construction ou accidentelles. Le perfectionnement des appareils de coupure et le choix des structures du réseau permettant la multiplication des secours aboutissent à une forte réduction des coupures d’alimentation. Mais cela coûte cher et il faut, là encore, s’en tenir à un optimum économique. Aussi les utilisateurs pour lesquels toute coupure entraîne de graves conséquences, tels les hôpitaux, doivent légalement posséder leur matériel de secours. L’évolution des méthodes d’exploitation améliore la continuité du service, en particulier la mécanisation des moyens mis au service des équipes de secours, et le travail sous tension qui, généralisé aux États-Unis à tous les niveaux (de la basse tension à 500 kV), l’est également en Europe. En définitive, la durée moyenne annuelle de coupure pour un usager domestique était de deux heures en 1991, en France et en Grande-Bretagne, et d’une heure en Allemagne.

Développement des réseaux

La consommation d’énergie électrique croît de façon constante dans tous les pays. On dit souvent qu’elle double tous les dix ans, mais il ne s’agit que d’un repère, assez représentatif des pays industriels, alors que dans les pays en voie de développement l’accroissement est plus rapide. Ce rythme est dû à la superposition de deux facteurs: croissance des charges existantes et apparition de nouveaux utilisateurs. Les réseaux doivent être développés en fonction de ces deux facteurs, tout en gardant un bon rendement et en assurant de bonnes qualités du service. Cela nécessite une prévision détaillée des consommations à court terme et aussi à long terme (20 à 30 ans), puisque les équipements mis en place ont une durée de vie dépassant trente ans. On se heurte donc aux difficultés inhérentes à la planification à long terme, qui oblige à des précisions et à des rectification périodiques.

La méthode consiste à sélectionner un grand nombre d’états possibles du réseau, à calculer les résultats de leur exploitation, puis à les ordonner suivant plusieurs stratégies dont le classement économique permet d’orienter les choix d’équipements pour les années proches. Ces prévisions du domaine de la recherche opérationnelle exigent d’énormes calculs, donc du matériel puissant. Pour cela, l’Électricité de France possède l’un des ordinateurs les plus perfectionnés du marché mondial.

4. Contrôle et gestion des réseaux d’énergie

Un réseau d’énergie électrique fonctionne comme un appareil unique aux dimensions colossales, puisque à l’échelle des États. Pour gérer ces informations nécessaires à la conduite du réseau et assurer en permanence, d’une part, l’équilibre rigoureux entre production et consommation (l’énergie électrique ne se stocke pas, mais se consomme à l’instant même où elle est produite), et, d’autre part, les meilleurs qualités du service que permettent les équipements existants, on utilise des circuits de télécommunications spécialisés. Les réseaux d’énergie sont un terrain favorable au développement de l’automatique, tant à cause de leurs besoins fondamentaux que grâce aux commodités qu’offrent les appareillages électriques (fig. 2).

Les contrôles spécifiques

Comme le corps humain, tout réseau électrique est doté d’arcs réflexes agissant localement pour parfaire une régulation (tension d’une fraction de réseau, refroidissement d’un transformateur) ou pour limiter les conséquences d’un incident (les disjoncteurs sont commandés automatiquement, aussi bien pour couper le circuit que pour rétablir immédiatement l’alimentation).

La télécommande est développée tant dans les petites usines hydrauliques que dans les postes du réseau de transport ou de distribution proches d’un poste important, un personnel réduit assurant le travail d’entretien. Dans les réseaux de distribution, de nombreux appareils doivent être commandés en même temps selon un programme (éclairage public, change-tarif des compteurs, etc.). Ils le sont, grâce à des signaux à fréquence musicale, modulés selon un code, injectés dans les réseaux de distribution à moyenne tension aux heures fixées. Dans les réseaux ruraux, où il n’existe qu’un faible nombre de tels appareils, on confie le contrôle de leurs manœuvres à des horloges individuelles.

Contrôle centralisé et gestion optimale

Certains réglages, comme ceux de la fréquence, de l’équilibre production-consommation, de la minimalisation constante du prix de revient, doivent nécessairement être centralisés. Le contrôle permanent de la sécurité du réseau doit être aussi, car il nécessite la connaissance de la situation précise de chaque portion de réseau; un incident sur l’une d’elles, entraînant des reports de charge sur les éléments voisins, risque de provoquer «l’écroulement en château de cartes» du réseau, si ces éléments sont incapables de supporter l’à-coup. Pour n’avoir pas centralisé la surveillance du réseau reliant les usines du Niagara à New York et aux villes de la Nouvelle-Angleterre, les distributeurs du nord-est des États-Unis ont dû laisser les usagers dans le noir pendant 24 heures, en novembre 1965 et en juillet 1977.

Le contrôle central, indispensable, est confié à un centre régulateur national et à des centres de conduite interrégionaux qui s’appuient sur l’informatique, les télécommunications et l’automatisation. La plupart de ces informations sont traitées dans des ordinateurs capables de sélectionner toutes les données utiles au centre dispatcher à chaque instant. Ces ordinateurs établissent des statistiques aux heures calmes, qui leur permettent de faire des prévisions prenant en compte l’évolution du réseau et la consommation au cours des cinq années précédentes et même ce qui se passerait si telle ligne transportant une forte puissance était le siège d’un incident. Un programme de calcul permet de répondre instantanément à cette question, un autre permet de définir la répartition des productions entre les centrales, qui réalise l’optimum économique; ils sont utilisés par le dispatcher très souvent dans une journée. Ces prévisions sont affinées au cours du temps: annuelles au départ, elles deviennent journalières et cherchent à cerner de très près la consommation; ce qui permet de déduire la consommation du lendemain (en tenant compte des conditions météorologiques) et de réguler l’intervention des moyens de production.

Ce centre de régulation doit tenir compte des problèmes de gestion optimale des usines hydrauliques et thermiques. L’utilisation des télécommunications spécialisées, des faisceaux hertziens et des fibres optiques pour la transmission, celle de l’informatique et de la programmation pour la gestion et les calculs ont permis de transformer le travail très lourd qui devait être préparé par avance et quotidiennement pour la bonne marche des différentes centrales, et de les piloter en temps réel.

Encyclopédie Universelle. 2012.