Transport Distribution Energie Electrique

Embed Size (px)

Citation preview

Transport et Distribution de l'Energie Electrique

Le rseau synchrone de lUCTE (2300 TWh/an) www.ucte.org

Cours donn lInstitut dElectricit Montefiore Universit de Lige J.L. LILIEN 20091

1. GENERALITES .............................................................................................................. 3 2. LA CONDUITE DU RESEAU ......................................................................................... 32.1 Production ............................................................................................................................................................. 5 2.2 Consommation : .................................................................................................................................................... 9 2.3 Diagramme de charge ......................................................................................................................................... 13 2.4 Localisation des units de production dans le diagramme de charge. ........................................................... 16

3. LE REGLAGE DU RESEAU ........................................................................................ 173.1 Rglage primaire (les premires secondes aprs perturbation) :.................................................................... 18 3.2 Rglage secondaire (endans les 15 minutes aprs perturbation) .................................................................. 19 3.3 Rglage tertiaire (dans les 15 30 minutes aprs perturbation) .................................................................... 19

4. INTERCONNEXION DES RESEAUX ET RESEAU BELGE ........................................ 204.1 Le rseau eurasien ............................................................................................................................................... 20 4.2 Le rseau belge : .................................................................................................................................................. 22 4.3 Organisations communes en Belgique ............................................................................................................... 23

5. LA STRUCTURE DU RESEAU DENERGIE ELECTRIQUE ...................................... 26Stratification du rseau ............................................................................................................................................ 26

6. LA CONSTITUTION DU RESEAU ............................................................................... 296.1 Postes .................................................................................................................................................................... 29 6.2 Lignes ariennes et cbles souterrains .............................................................................................................. 33

7. ETAPES A LA CONCEPTION (LIGNES, CABLES, POSTES).................................... 38 8. PLANIFICATION .......................................................................................................... 39 9. QUALITE DE SERVICE ............................................................................................... 44Statistique de dfauts ................................................................................................................................................ 47

10. CARACTERISTIQUES TECHNIQUES ET ECONOMIQUES ..................................... 49 11. CONCLUSIONS ......................................................................................................... 53

2

1. Gnralits Les rseaux dlectricit ont t conus dans le but de veiller : la fiabilit de la fourniture de lnergie lectrique. Les rseaux relient entre elles toutes les units de production et visent assurer une fonction de secours en cas de pannes et/ou de dfaillances. Loptimalisation de la disponibilit de lnergie lectrique aux consommateurs, ainsi les rseaux (i) permettent dacheminer lnergie produite par des sources dlocalises vers les points de consommation ; (ii)visent assurer lacheminement de lnergie produite en masse un endroit dfini par des machines raccordes en grande partie aux niveaux de tension suprieurs vers des consommateurs en gnral dissmins sur un territoire donn et raccords des niveaux de tension infrieurs ; (iii) permettent de crer des synergies entre systmes de production diffrents (hydraulique , solaire et olien renouvelables mais dpendent de la disponibilit de la source primaire tandis que le thermique (classique, nuclaire, gothermal) assure la base et la relve des prcdents), voire, terme, profiter dune gestion coordonne des faisceaux horaires, etc Suite la libralisation du secteur lectrique, le rseau vise galement remplir un rle dans la facilitation du march de llectricit et faire en sorte quun maximum de transactions commerciales puisse sexcuter. Dans ce contexte, le rseau doit permettre toute transaction entre diffrents nuds du rseau et au-del de la frontire des tats. Lobjectif est en effet de permettre tout utilisateur de choisir librement son fournisseur dlectricit et le type de production sur base de critres qui lui sont propres (prix, qualit du service, lectricit verte, )

-

Le but premier d'un rseau d'nergie est de pouvoir alimenter la demande des consommateurs. Comme on ne peut encore stocker conomiquement et en grande quantit l'nergie lectrique il faut pouvoir maintenir en permanence l'galit : Production = Consommation + pertes (1)

Cest le problme de la CONDUITE du rseau. Dans nos rseaux les pertes (transport et distribution) sont de l'ordre de 4 5 % de la consommation. De plus la qualit du service est un souci majeur de lexploitant : maintien de la tension et de la frquence dans les plages contractuelles (problme de REGLAGE du rseau), prise en compte du couplage dynamique entre production et consommation via le rseau (STABILITE), assurer lintgrit des ouvrages (DIMENSIONNEMENT appropri et PROTECTION). Certaines notions utilises par la suite sont dfinies dans notre glossaire disponible sur le web. 2. La CONDUITE du rseau Le principe de l'galit (1) est assur par une prvision statistique de l'volution de la charge, seule une gestion rigoureuse et continue permet d'viter une instabilit, c'est le rle du dispatching national. Dans la plupart des pays, ce travail se fait la veille pour le lendemain. La prparation de lexploitation est contractualise entre les acteurs. Cest lors de la prparation journalire que sont figes les demandes de chacun, que laccs au rseau de transport est accept ou refus, et que sont3

dfinies prcisment les conditions techniques et conomiques de la production lectrique et des services de transport de lnergie.

Fig . 1. exemple de diagramme de charge tel que prvu et effectif sur le rseau RTE le 29 mai 2006. (ces courbes sont lisibles en temps rel sur le site : http://www.rte-france.com/htm/fr/accueil/courbe.jsp)

Depuis la libralisation du march, on a dfini en Europe des zones de rglage . A tout moment dans ces entits, les flux entrants et sortants devraient tre quivalents. Actuellement ces zones de rglages sont gnralement les pays mais cela pourrait changer terme. Certaines zones de rglages (comme la Belgique) sont en dficit structurel (bilan global annuel avec 14% dimportation nette dnergie en 2008). La prvision statistique est en grande partie aide par les diagrammes de charge (voir plus loin). ( titre exemplatif, la fluctuation par rapport aux prvisions est notamment lie une variation de la temprature ambiante. En Belgique, une variation de 1 C correspond, une demande supplmentaire de 60 MW (heure pleine) et de 100 MW (en heure creuse).) Le mcanisme de correction classique est bas sur les donnes des consommations lheure de pointe durant les mois dhiver. La correction est faite par rgression linaire de la consommation locale lheure de la pointe du jour en fonction de la temprature minimale observe la veille. Ce modle peut tre sophistiqu par la prise en compte des consommations horaires des deux dernires annes, lextraction dimpact cyclique saisonniers, journalier et horaire ainsi que de lvolution tendancielle de la consommation (base mensuelle). A titre exemplatif la figure 1 reprend un tel diagramme de charge journalier pour la France, avec en superposition la prdiction et la consommation effective. Ces aspects sont grs de manire quart horaire. En dessous de 15 minutes cette galit doit videmment galement tre vrifie. Cest vraiment ce niveau que la conduite du rseau est dlicate, car elle peut tre perturbe tout instant par des dfauts, des pertes non prvues de liaisons ou de centrales. La correction doit tre rapide et efficace, faute de drive (instabilit, blackout). Ces notions sont analyses en dtail dans le cours de mon collgue Louis Wehenkel ( Systme de conduite des grands rseaux lectriques , cours ELEC026 donn en deuxime matrise (option)). http://www.montefiore.ulg.ac.be/~lwh/SCGRE/4

2.1 Production La production doit en tout instant tre capable de satisfaire la demande (consommation+ pertes), elle doit donc prvoir des moyens de production pour couvrir lextrme pointe de la demande, mme si cette dernire nexiste que quelques minutes par an. Au niveau europen, la rpartition de la production entre les diffrents types est reprsente grosso modo par la figure suivante (renouvelable infrieur 5%, non reprsentable sur le graphique).(fig.2)

Fig.2 : rpartition de la production dans les pays de lUCTE.(source UCTE)

En Belgique la puissance installe tait de environ 16000 MW en 2005 et les pointes demandes (gnralement en dcembre ou en janvier) taient rcemment de : 11279 (1996) MW 12543 (2000) MW 13708 (2004) MW 13150 (2008) MW Toutefois il ne faut pas (plus) se limiter cette disponibilit. Suite la libralisation du march la puissance peut aujourdhui provenir de nimporte o dans les rseaux interconnects, cette notion devrait donc lavenir tre dfinie au niveau des rseaux interconnects, en supposant que le rseau est dimensionn pour permettre ces transits. Les centres de production sont rpartis relativement uniformment dans lensemble du rseau interconnect, videmment dpendant de source froide pour les productions thermiques et de5

localisation adquate pour les sources hydrauliques et plus rcemment oliennes ou solaires, marmotrice, gothermale, La taille des groupes dpend deffet dchelle et daspects technologiques. En Belgique, les principaux centres de production sont repris sur le graphique ci-dessous (fig.3) :

Fig. 3 Localisation des centres de production en Belgique (source Electrabel)

Les fournisseurs voluent fortement depuis la libralisation du march. A ce jour Electrabel a du descendre environ 60% du parc (venant de environ 90% il y a peine qq annes). A titre exemplatif en 2007, en Flandre (source Vreg) : Electrabel 66,94% SPE - Luminus 20,06% Nuon Belgium 7,70% GRD 2,42% Essent Belgium 1,99% ; Ecopower 0,44%; EBEM 0,25%; Lampiris 0,12%; Reste 0,08%6

2.1.1 Dveloppement de lnergie olienne en UCTE Les oliennes voluent beaucoup, notamment en puissance maximale possible par unit. On atteint aujourdhui 6 MW, on ne pourra sans doute dpasser les 10 MW vu lenvergure ncessaire avec la technologie base sur un axe horizontal et 2 ou 3 pales.

En rseau UCTE, lEspagne (18000 MW installs en 2007) et l Allemagne (24000 MW installs en 2007) sont en pointe dans le dveloppement de cette nergie, en tout cas en puissance installe.

Fig. xx volution du parc olien allemand

Au sein de UCTE :

7

Fig xx : volution de lolien en ucte (source UCTE)

Exemple de laspect intermittent de la fourniture olienne sur un an, sur le rseau du TSO allemand Vattenfall.(puissance installe 9000 MW en olien). Sur lensemble de lanne 2007, on a pu observer sur la production olienne les faits suivants : - maximum gnr 7511 MW (84% de la puissance installe) - minimum gnr 2 MW - le plus grand accroissement quart horaire de la production olienne : 638 MW - la plus grande dcroissance quart horaire de la production olienne : 977 MW - le plus grand accroissement horaire de la production olienne : 1601 MW - la plus grande dcroissance horaire de la production olienne : 1618 MW - la plus grande diffrence, en une journe, entre le max et le min produit en olien : 6398 MW Il a donc fallut compenser la demande par un apport externe (centrale thermique classique en attente de reprise de charge) de plus de 6 GW.

8

2.2 Consommation : La consommation d'nergie lectrique s'tablit chaque anne par pays, de nos jours environ (2004, source Eurelectric, fig 4) , par ordre dcroissant du nombre dhabitants : Allemagne (79.5 millions d'habitants) Italie (57.4 millions d'habitants) Royaume-Uni (57.3 millions d'habitants) France (56 millions d'habitants) Espagne (40 millions d'habitants) Pologne (38 millions dhabitants) Pays-Bas (14.5 millions d'habitants) Rpublique Tchque (10,4 millions dhabitants) Portugal (10.3 millions d'habitants) Hongrie (10.3 millions dhabitants) Grce (10.1 millions d'habitants) Belgique (10.1 millions d'habitants) Sude (8.7 millions dhabitants) Autriche (7.9 millions dhabitants) Finlande (5.1 millions dhabitants) Danemark (5.1 millions d'habitants) Irlande (3.6 millions d'habitants) Luxembourg (0.37 millions d'habitants) Monde entier (2002) (6 milliards dhabitants) Europe des 25 (2002) (0.453 milliard) USA (2002) (0.258 milliard) Fdration de Russie (2002) (0.150 milliard) Japon (2002) (0.110 milliard) : 554 : 322 : 390 : 477 : 280 : 132 : 110 : 61 : 50 : 38 : 53 : 87 : 146 : 62 : 87 : 36 : 25 :6 : 16000 : 3000 : 3993 : 889 : 1088 TWh soit per capita : 7000 kWh TWh : 5610 TWh : 6810 TWh : 8500 TWh : 7000 TWh : 3470 TWh : 7590 TWh : 5860 TWh : 5000 TWh : 3800 TWh : 5250 TWh : 8600 TWh : 16780 TWh : 7850 TWh : 17000 TWh : 7060 TWh : 6950 TWh : 16200 TWh TWh TWh TWh TWh : 2700 : 6600 : 15500 : 5930 : 9900

9

Fig. 3 bis. Consommation dnergie en UCTE (croissance moyenne 58 TWh/an) (source ucte.org)

La croissance de la consommation est passe de plus de 10% (annes 60 ) 5% (anne 70, hors chocs ptroliers) , nulle au dbut des annes 80, elle a repris pour se stabiliser 3-4% pendant les annes 90 dans les pays occidentaux et le Japon, elle est aujourdhui (depuis 2006) quasi stabilise dans les pays occidentaux (chute de qq % en 2008). Dans les pays de l'est la consommation a chut partir de 1989 suite une restructuration profonde de l'industrie puis est repartie dans les annes 2000. Certains pays d'Afrique et d'Asie sont en expansion plus de 10% (Chine, Indonsie, Vitnam, Maroc, etc...) Quelques analyses rcentes mritent dtre reproduites ici (snat franais) : (http://extranet.senat.fr/rap/r06-357-1/r06-357-195.html) En 2006, l'Allemagne dispose d'un parc install d'une puissance de 122 GW (20,5 GW de nuclaire, 68 GW de thermique, 9,1 GW d'hydraulique, 24,8 GW d'autres nergies renouvelables dont 21,2 GW d'olien). Quatre grands lectriciens, qui oprent chacun sur la base d'un dcoupage rgional du pays , exercent leurs activits en Allemagne : EO.N, Vattenfall, EnBW et RWE. La production nette totale d'lectricit en 2006 a atteint 587,8 TWh, pour une consommation de 559 TWh. Le charbon et le lignite reprsentent 50 % de la production d'lectricit, contre 27 % pour le nuclaire et 12 % pour les ENR. En 2006, la Pologne dispose d'une puissance lectrique installe de 32,4 GW (29,8 GW de thermique -charbon 97 %- et de 2,3 GW d'hydraulique). La production lectrique nette s'est leve 148,85 TWh, 96 % provenant donc du charbon (25 % pour la moyenne europenne), et la consommation 136,5 TWh. L'ampleur des besoins d'investissements de la Pologne d'ici 2020 est considrable, pour reconstituer le parc de production (40 % des installations ont plus de 30 ans et 34 % ont entre 20 et 30 ans), moderniser les rseaux de transports et de distribution et adapter l'offre d'lectricit une demande dont la croissance est estime 3 % par an en moyenne sur la priode 2007-2020. Au total, la consommation lectrique en Pologne, actuellement deux fois moins leve que la moyenne europenne, devrait doubler d'ici 2020. Pour rpondre ces besoins, une croissance des capacits de production est indispensable, la Pologne devant installer chaque anne entre 0,8 et 1,5 GW avant 2025, soit un montant total d'investissements compris entre 6 et 9 milliards d'euros. La capacit installe du Royaume-Uni est de l'ordre de 76 GW, dont 25 GW devront tre renouvels au cours des vingt prochaines annes. La production d'lectricit s'est leve, en 2006, 350 TWh. Environ 20 % de l'lectricit du Royaume-Uni est produite partir d'un parc de centrales nuclaires en fin de vie, le reste de la production tant rparti parts gales entre des centrales charbon (36 %) et gaz (40 %). Les nergies renouvelables reprsentent environ 4 % du total et devraient atteindre, selon les objectifs du Gouvernement qui entend en assurer la promotion grce un mcanisme de soutien, 10 % en 2010 et 20 % en 2020.10

Le secteur lectrique britannique, tout comme le secteur gazier, a t l'un des premiers en Europe tre libralis au dbut des annes 1990. L'OFGEM, le rgulateur, estime que cette voie a t choisie avec succs puisqu'elle aurait permis le remplacement des centrales charbon par des centrales gaz, le maintien d'un prix moyen de l'lectricit trs bas, de hauts niveaux d'investissement et le dveloppement d'une large gamme de produits adapts aux besoins des industriels et des consommateurs. Le rgulateur a le pouvoir d'imposer ou de suivre un plan pluriannuel d'investissement, notamment par l'mission des licences d'exploitation. Toutefois, l'autorit a renonc exercer cette comptence de manire dlibre, pariant sur le fait que le march permettrait d'orienter les acteurs faire les choix les plus efficients, y compris en ce qui concerne les investissements dans les capacits de pointe. Dans ce contexte, son rle se borne informer les acteurs du march avec la publication de rapports prospectifs. En Italie, avec une puissance installe de 90,3 GW (20,9 GW d'hydraulique, 64,5 GW de thermique et 4,9 GW d'ENR dont 3,2 GW d'olien) ayant permis en 2006 une production nette de 302 TWh, l'Italie est fortement dficitaire en moyens de production pour rpondre ses besoins lectriques qui se sont levs 338 TWh. Pour combler ce dficit, le pays a import 46 TWh, ce qui, malgr une diminution de 7,8 % par rapport 2005, reprsente encore 13,6 % des besoins domestiques. Le gaz contribue hauteur de 48 % la production lectrique italienne, le charbon 15 % et le ptrole 12 %, soit une production provenant aux trois quarts de combustibles fossiles fortement metteurs de CO2. Le nuclaire a t abandonn en 1987 la suite d'un rfrendum, plus un seul lectron ne provenant dsormais des centrales nuclaires. Mme si des efforts de modernisation ont t engags ces dernires annes, la structure de production en Italie reste vtuste et coteuse. En consquence, les Italiens payent leur lectricit 30 % plus cher que la moyenne europenne. Avec la libralisation, l'oprateur historique, ENEL, a t contraint de cder un grand nombre de ses actifs de production, ce qui a conduit l'entreprise prendre des positions l'tranger, en France mais aussi en Espagne, plus particulirement au cours du premier semestre 2007 avec son projet de rachat de l'lectricien espagnol Endesa. Aprs le gigantesque black-out qui a frapp l'Italie le 28 septembre 2003, une prise de conscience gnrale a eu lieu puisque 20 GW supplmentaires ont t autoriss depuis cette date, dont 9,5 GW sont d'ores et dj entrs en service. L'Italie mise essentiellement sur le dveloppement de la filire des cycles combins gaz : de ce fait, l'emploi du gaz dans la production lectrique a progress de 14,7 % entre 2004 et 2005. En consquence, la scurit d'approvisionnement lectrique passe, en Italie, par une scurisation des filires d'approvisionnement en gaz et par une diversification de ses fournisseurs, ce qui est un chantier difficile mettre en oeuvre dans le pays, eu gard aux oppositions locales s'tant leves face aux projets de construction de terminaux de gaz naturel liqufi (GNL). La Suisse dispose d'une capacit de production installe totale de 17,5 GW (13,4 GW d'hydraulique, 3,2 GW de nuclaire, 0,7 GW de thermique). En 2006, sur une production totale d'lectricit de 62,1 TWh, 52,5 % provenaient de l'hydraulique et 42 % des centrales nuclaires, pour une consommation nationale de 63,22 TWh (pour la premire fois en 2006, la Suisse s'est trouve en situation de lger dficit). Ce pays dispose donc d'un mix nergtique particulirement performant au regard des missions de CO2 puisque plus de 90 % de moyens de production sont trs peu metteurs de gaz effet de serre. La puissance lectrique installe en Espagne s'lve 76,4 GW (18,5 GW d'hydraulique, 7,5 GW de nuclaire, 37,5 GW de thermique et 12,9 GW d'ENR dont 11,5 GW d'olien). En 2006, la

11

production de la pninsule ibrique a atteint 268,1 TWh, 57 % provenant des combustibles fossiles et 20 % d'nergies renouvelables, et la consommation 259,6 TWh. Les nergies renouvelables sont en pleine croissance dans ce pays, plus particulirement l'olien qui a produit plus de 22,5 TWh en 2006 (11 500 arognrateurs installs dans plus de 400 parcs). Des objectifs levs sont fixs pour 2010 puisque l'Espagne ambitionne de disposer, cette date, de 20,1 GW d'olien.

En Belgique (source FPE), la consommation nette dnergie lectrique a augment un rythme de 4,9 % en 1994 et 2,9 % en 1995, 3,1% en 1998 ; 0.7% en 1999 et 4.1% en 2000, stabilise aprs 2004. Elle a toutefois chut en 2008 de 7% suite la crise mondiale.

Fig. 4 rpartition par secteur de la consommation dlectricit en 2005 en Belgique

Rpartition de la consommationLa consommation d'nergie lectrique se rpartit grosso modo, en Belgique (fig.4) : 31% en utilisation domestique 47% en utilisation industrielle 22% en services(services publics, commerce, activits financires, captage eau, clairage public), transport et agriculture Pour rappel, au niveau global de la consommation moyenne d'nergie par habitant dans le monde, une partie seulement est d'origine lectrique(environ 20% dans les pays de lUnion Europenne en 2002).12

La prvision statistique se fait sur base du diagramme de charge. 2.3 Diagramme de charge Le diagramme de charge est un des lments essentiels utiliss par le dispatching national en vue de la gestion optimise du parc des centrales de production. Il y a plusieurs types de diagramme de charge, la plupart donnent la puissance quart-horaire appele ou l'nergie consomme en fonction soit de l'heure, soit du jour soit du mois (fig.5) :

Fig. 5 diagramme de charge journalier montrant les pointes min et max pour lanne 2005 en Belgique (source ELIA)

Fig. 6 volution du prlvement net du rseau ELIA entre 2004 et 2005, mois par mois.

13

Lvolution de lappel en nergie est reprsent, pour le rseau ELIA (Belgique) sur la fig.6. Sur base annuelle, lnergie appele (consommation + pertes) en Belgique et la pointe de puissance ont volus rcemment comme suit : 2003 : 85,7 TWh (pointe 13573 MW) 2004 : 87.6 TWh (pointe 13708 MW) 2005 : 87.1 TWh (pointe 13731 MW) 2006 : 87,5 TWh (pointe 13478 MW) 2007 : 89,9 TWh (pointe 13800 MW) 2008 : 86,1 TWh (pointe 13150 MW) Pour le rseau ENEL (Italie) lvolution du diagramme journalier du jour le plus charg annuellement est repris sur la fig 7 entre 1986 et 1993. pour la Belgique les fig. 8 et 9 donnent lvolution des pointes hebdomadaires et mensuelles sur diverses priodes ainsi que lvolution du diagramme journalier dun jour donn dun mois pendant une anne complte (2002). On y voit limpact de lutilisation de la centrale de pompage de COO.

Fig. 7 diagramme de charge montrant lvolution de la puissance appele, le jour le plus charg de lanne entre 1986 et 1993 en Italie (source ENEL).

Fig. 8 Diagramme de charge pour la Belgique. Evolution des pointes hebdomadaire (2002) et mensuelles entre 1992 et 2002.

14

(source FPE, 2002)

Fig.9 profil de la puissance appele le troisime mercredi de chaque mois en Belgique (Source FPE, 2003)

En Belgique, il y a environ 70% dcart entre le creux de nuit et la pointe du jour (ce qui correspond une bonne base industrielle). Le foisonnement ( bruit de fond ) de la charge est denviron 100 MW. Un autre type de graphique est le diagramme monotone de charge qui reprend en ordonne la charge et en abscisse le temps pendant lequel la charge a dpass la valeur en ordonne. La libralisation du march et la mise en bourse a day ahead dune partie de la production va modifier lapproche. Par ailleurs, afin de reconstituer la charge relle aprs coup, les clients sont scinds en clients tlmesurs (le plus possible terme) et les autres pour lesquels on construit un courbe synthtique

15

de charge (SLP synthetic load profile1). Le rsidu sera redistribu entre les intervenants selon une procdure dfinie. 2.4 Localisation des units de production dans le diagramme de charge. Avant la libralisation, la logique tait relativement simple : en base on utilise les centrales faible cot de combustible (hydraulique) ou a temps de dmarrage lent (nuclaire), de toute faon celles qui produisent le kWh au meilleur prix. Viennent ensuite les centrales thermiques classiques et les TGV (ces dernires avec un rendement nettement meilleur - proche de 55%), puis les units plus coteuses (veilles units thermiques), la crte et la scurit dite N-1 (perte dun groupe important, en Belgique cest environ 1040 MW) tant assure par des centrales mise en route rapide (turbine Gaz et centrale de pompage).(fig 10) Le dispatching national (Linkebeek) possdait une liste ordonne des centrales mettre progressivement en service pour couvrir la charge, en tenant compte de leur cot marginal dexploitation (cette fonction a disparu avec la libralisation du march). Les centrales de pompage crtent la pointe ou interviennent en urgence (perte d'un groupe nuclaire par exemple), elles fonctionnent en pompe en priode de faible charge. (La centrale de Coo peut fournir 1000 MW pendant 6 heures par exemple), elles contribuent par leur fonctionnement uniformiser le diagramme de charge.

Fig. 10 localisation des units de production dans un diagramme de charge (source CPTE)

1

16

La libralisation du march a modifi profondment la manire de grer lattribution des quota de production. En effet les producteurs maximisent leur profit et vendent au plus cher (aux heures de pointe) un maximum dnergie peu coteuse (nuclaire, cot de production de environ 10 15 euros le MWh compar au cot du thermique classique aux environs de 60 70 euros/MWh). Toutefois ce mcanisme est contrl par un organisme public, la CREG. On peut sans doute imaginer terme une mutualisation des cots tous les producteurs stranded benefit ?, des accises sur luranium ?, la favorisation des petits producteurs ?, etc Par ailleurs la production dcentralise va faire voluer les rseaux vers la notion de smart grid (fig .11) qui regroupera de nombreux moyens de production renouvelable, de cognration. La gestion de tout cela nest pas encore totalement clarifie.

Fig. 11 Une vue du futur (source : Communaut europenne) : partage de la production entre units centralises et dcentralises. Possibilit de crer des agrgats en micro-rseau pour former des VPP (virtual power plants) afin de faciliter leur intgration la fois dans le systme physique et dans le march.

3. Le rglage du rseau Pour ce qui concerne la tension, nous verrons quil sagit dun problme essentiellement local (compensation). Il faut limiter les transits de ractif dans le rseau. On admet des plages de variations de lordre de 5 10% selon le niveau de tension et le type de clientle. Par contre la frquence (lie la vitesse de rotation des alternateurs) est un problme intressant lensemble dun systme lectrique interconnect. Tout dsquilibre entre la production et la consommation entrane une variation de vitesse (dsquilibre entre le couple moteur fourni par la turbine et le couple rsistant correspondant la charge du rseau) et donc de frquence. La frquence doit tre tenue dans une plage de +- 1 Hz.(risque pour les pompes, pertes transformateurs, synchronisation horloges, stabilit des machines, ) Ce rglage concerne des zones de rglage . C'est--dire la plus petite partie du rseau dote dun systme rglage frquence puissance, une zone de rglage concide aujourdhui gnralement avec un pays. Une zone de rglage doit tre capable de maintenir lchange de puissance la valeur programme.17

Dans lensemble des zones de rglage, regroups en bloc de rglage , interconnects au niveau europen (synchrone), les responsabilits sont tablies. La Belgique reprsente 3,7%, la France 23,8%, lAllemagne 27,5%, etc Une rserve tournante (spinning reserve en anglais) (machine tournant vide ou charge rduite) est la base de la philosophie du contrle de la frquence. Les centrales de pompage et les turbines gaz ( rponse trs rapide) sont galement utilises en Belgique pour prvenir la perte d'une unit nuclaire (la plus importante fait 1040 MW). 3.1 Rglage primaire (les premires secondes aprs perturbation) : Sans disposition particulire, si le couple rsistant (consommation) augmente (diminue), la frquence chute (augmente) pour trouver un nouvel quilibre. Ce nest pas admissible, il faut donc une action automatique (mene par les rgulateurs de vitesse de chaque centrale) sur les organes dadmission du fluide moteur des turbines pour maintenir la frquence. Cette action (rglage primaire) peut varier dans de grandes proportions suivant la nature des charges et des turbines. Cest une action dcentralise. Ce rglage est automatique. Il peut lui seul faire driver la frquence. Le rglage primaire rpartit les fluctuations de charge au prorata des capacits nominales du groupe en pondrant par un gain (notion de statisme s compris entre 2 et 6%) :

1 f Pi = Pni si f 0

(1)

On dfinit lnergie rglante primaire dun rseau comme le rapport entre la pointe de charge du rseau et la frquence nominale, divis par le statisme. On obtient une valeur en MW/Hz. Pour le rseau UCTE, cette valeur est de 35000 MW/Hz, ce qui veut dire que sans rglage primaire il faut une perte de 35000 MW pour provoquer un cart permanent de frquence de 1 Hz. Une perte de 3000 MW de production(consommation) sur le rseau europen interconnect (150000 MW au creux de charge) fait perdre(gagner) 50 mHz par seconde avant toute action de rglage (statisme de 5%). En cas de perturbation, les pays interconnects synchrones participent pendant 15 minutes au sauvetage de la situation, chaque pays agissant au prorata de son importance , ainsi la Belgique contribuera pour 3,7%. Pendant cette priode le rgime reste perturb (la frquence est carte de sa valeur de consigne), les flux de puissance entre zone ne sont plus conformes aux flux programms, il y a risque de dpasser des charges permanentes admissibles (do la dure de 15 minutes qui est grosso modo une constante de temps thermique dchauffement des conducteurs ariens). En cas de chute de la frquence en de de 49.8 Hz une politique de dlestage de charge et un dmarrage automatique de turbines gaz est enclench, plus bas on commence dlester certains clients industriels et la clientle domestique.

18

3.2 Rglage secondaire (endans les 15 minutes aprs perturbation) Ce rglage, galement automatique, agit aprs le rglage primaire (cd aprs environ une minute). Il a pour but de rtablir la frquence de rfrence. Cest important notamment pour le contrle des puissances changes sur les liaisons dinterconnexion entre rseaux gestion spare. En effet les transits volueraient au prorata des inerties des rseaux pour se stabiliser une nouvelle valeur fonction des nergies rglantes primaires de chacun des rseaux interconnects. Il est centralis (mis par un centre de conduite), agissant sur plusieurs groupes internes la zone perturbatrice. On dfinit cette fois lnergie rglante secondaire. 3.3 Rglage tertiaire (dans les 15 30 minutes aprs perturbation) Il faut procder un rajustement des programmes de fonctionnement des centrales (en prenant en compte les cots de production marginaux) pour rtablir un optimum conomique. Ce rglage est galement centralis au sein de la zone initialement en dfaut. Ce rglage a pour but de rtablir loptimum conomique et aide reconstituer la rserve secondaire.

19

4. Interconnexion des rseaux et rseau Belge 4.1 Le rseau eurasien

Fig. 11 Les 4 grands rseaux eurasiens : UCTE, NORDEL, EEC et IPS/UPS (source UCTE)

Il existe en Europe/Asie 4 rseaux grs indpendamment (tension, frquence) et interconnects par des liaisons courant continu (fig 11) : le rseau UCTE (Union pour la Coordination du Transport de l'Energie Electrique) (Benelux, France, Allemagne, Portugal, Espagne, Italie, Danemark, Grce, Autriche avec en plus la Suisse, la Slovnie et depuis 2004, les pays de l'ex- Yougoslavie) auquel est aujourdhui reli le rseau CENTREL (Pologne, Rpubliques Tchque et Slovaque, Hongrie). La Bulgarie et la Roumanie sont prtes. www.ucte.org (voir les publications disponibles)

LUCTE rassemble donc les TSO (Transmission system operators) de ces pays qui rigent des rgles dinterconnexions car plus on stend plus les problmes deviennent difficiles. - le rseau NORDEL (Norvge, Sude, Finlande, Islande), reli (sauf Islande) au rseau UCTE via une liaison DC Danemark-Norvge et Danemark-Sude, une liaison DC existe galement entre les Pays-Bas et la Norvge. - le rseau EEC (Royaume Uni, Irlande) reli au rseau UCTE via une liaison DC AngleterreFrance. - le rseau IPS/UPS Unified Power System/Interconnected Power systems : pays du CIS et de la merBaltique = Lituanie, Lettonie, Estonie, Armnie, Azerbaijan, Blarussie, Georgie, Russie, Moldavie, Kazakhstan, Kyrgyzstan, Tajikistan, Ukraine, Uzbekistan remarque : le rseau CENTREL couvrant la Rpublique Tchque, la Hongrie, la Pologne et la Slovaquie a t connect au rseau UCTE depuis 2004

Des discussions antre UCTE et la Turquie sont en cours de mme que pour une boucle autour de la mditerrane.20

Le rseau europen UCTE est fortement interconnect, principalement au niveau 400 kV. Le schma suivant illustre les liaisons entre pays europens (fig. 12) :

Fig. 12 Les rseaux europens interconnects (source www.ucte.org) (en bleu, ligne DC)

Quelques capacits dinterconnexion en 2006 : Entre le bloc main UCTE et le royaume uni : 2000 MW (DC) NORDEL : 1700 MW (DC via une liaison sous-marine entre NL et N) et une liaison synchrone de 2200 MW via le Danemark. CENTREL : 2400 MW (synchrone) Espagne/Portugal : 1400 MW (synchrone) Italie : 7150 MW (synchrone) South-eastern UCTE : 1400 MW (synchrone)

21

Quelques grands TSO (Transmission system operators) en Europe : E.ON, RWE net et Vattenfal Europe (Allemagne) ELIA (Belgique) MAVIR (Hongrie) PSE-operator (Pologne) Red Electrica (Espagne) RTE (France)

4.2 Le rseau belge : Il y a encore qq annes (avant 2003), une socit prive, Electrabel (85% de la puissance installe) et une socit publique, SPE (10% de la puissance installe) se partageaient avec quelques industriels producteurs (le reliquat) la totalit des 16000 MW installs selon une rpartition dtaille ci-dessous (fig 14) :

Fig. 14 Evolution de la puissance installe en Belgique par source dnergie primaire. (source synergrid)

Toutefois lutilisation des centrales dpendait de leur disponibilit, de leur cot marginal, de leur fiabilit, etc La consommation en nergie sur base annuelle prsentait donc une autre rpartition que la puissance installe. Par exemple le taux de disponibilit, la fiabilit de nos centrales nuclaire tant particulirement lev, ceci coupl un cot marginal sensiblement plus faible, faisait que plus de 55% de lnergie consomme en Belgique provenaient de ce type de centrale, selon le canevas suivant (approximatif) : nuclaire (57.1%), charbon (15.2%), gaz (24.9%), hydraulique (2.1%), ptrole (0.7 %) (Fig 15) Depuis la libralisation du march, on ne peut plus parler de cette manire vu que les exportations et les importations dnergie dpendent des choix des consommateurs et des ventes des producteurs installs en Belgique sur le march international.

22

Fig. 15 : volution de la consommation en nergie lectrique en Belgique avant la libralisation, avec rpartition par source dnergie primaire. (source FPE, 2002)

La gestion coordonne des flux dnergie dans la zone de rglage laquelle la Belgique est associe (en fait aujourdhui limite par les mmes frontires que celle du pays) et des changes avec les pays voisins est centralise au dispatching national de Linkebeek (CPTE) qui travaille en collaboration avec trois dispatching rgionaux situs Anvers (Merksem), Bruxelles et Namur. Ces dispatchings dpendent de la socit ELIA.

4.3 Organisations communes en Belgique Depuis 2003, le march de llectricit est progressivement libralis en Belgique et partout en Europe. Le premier janvier 2007, la libralisation a atteint en Belgique le niveau du particulier qui peut ds lors choisir librement o il salimentera en nergie. La production a t spare du transport et de la distribution. La production est mise en concurrence. Le rseau est videmment un monopole qui doit donc tre rgul. La fourniture est galement spare et soumise concurrence.23

La facturation va donc dornavant comprendre (i) un droit daccs au rseau, (ii) un tarif dutilisation rseau (iii) un prix dnergie qui dpendra du producteur choisi (ventuellement rparti sur plusieurs producteurs) (iv) un prix li au non respect des nominations, etc(plus de dtail sur notre site, document tarification . La CREG (comit de rgulation de llectricit et du gaz) a t cre en 2003. Elle est compose de contrlants (pouvoir public, nationaux et rgionaux, FEB, FGTB, CSC, CGSLB) (www.creg.be) Les rglementations sont mises au point de manire rgionale, il a donc fallut crer en Belgique trois organismes de contrle additionnels, dont la CWAPE pour la Rgion Wallonne.(www.cwape.be). Elle a un rle conomique (comptitivit, revenu des communes, pouvoir dachat des mnages), social (clientle protge, fourniture minimum garantie,..) et environnemental (promotion nergie renouvelable). Les deux autres organismes sont la VREG (Rgion flamande) et IBGE-BIL (Rgion de Bruxelles-Capitale) Ds fin 2006, une partie de la production a t mise en bourse spot. Cest la cration de la socit BELPEX SA (qui organise la bourse) qui collabore avec les Pays-bas (ATX) et la France (Powernext) dans un premier temps. Bien entendu ceci sera bas sur la consommation a day ahead , les transactions devant tre finalises (quart dheure par quart dheure) vers environ 11h du matin afin de mettre en route ce quil faut pour dlivrer la puissance le lendemain. Toutefois seule une petite partie de la puissance (environ 1200 MW) a t rendue disponible en bourse au dpart. En septembre 2008, environ 34000 MWh sont changs par jour sur Belpex pour un prix oscillant entre 80 et 130 /MWh, selon lheure (base, peak, off-peak) (www.belpex.be) Dans un but de gestion coordonne et de rationalisation, avec pour objectif un abaissement du prix de revient tout en sauvegardant la qualit du service, en plus des comits de rgulation, un certain nombre d'organisations communes existent : a) le Comit de Gestion des Entreprises d'Electricit (CGEE) Cet organisme comporte deux sections: la Section Production qui regroupe les socits prives de production et la socit publique Socit Cooprative de Production d'Electricit (SPE); la Section Distribution qui runit les socits prives de distribution d'lectricit. Les socits ont dlgu au Comit de Gestion leurs pouvoirs dans un certain nombre de domaines primordiaux, tels les investissements et la politique tarifaire. L'ensemble des socits suit ainsi une politique commune comme s'il s'agissait d'une entreprise unique; b) Synatom: cette socit gre et finance toutes les oprations relatives au cycle des combustibles nuclaires. Depuis la loi du 8 aot 1980, I'Etat belge est autoris prendre une participation d'au moins 50 % dans le capital de Synatom;

24

c) le Laboratoire Belge de lindustrie Electrique (Laborelec): est charg d'tudier la scurit, la fiabilit et l'conomie des exploitations ressortissant l'industrie lectrique. http://www.laborelec.com/index.asp Dbut 2006 il y a 12 fournisseurs classiques (Ale-trading, city power, edf Belgium, Electrabel, luminus, nuon Belgium, SPE, etc..) et 5 fournisseurs verts (CityPower, electrabel customer solutions, essent Belgium, Lampiris, SPE)

25

5. La structure du rseau dnergie lectrique Stratification du rseau Un rseau d'nergie lectrique est un systme comprenant production, transport, rpartition et distribution de l'nergie , tape finale pour l'alimentation des consommateurs domestiques. Le systme est stratifi depuis la haute tension (150 - 765 kV (maximum 400 kV en Europe)) conue pour interconnecter les centrales de production et transmettre la puissance de ces centres de production vers les points de charges les plus importantes. La rpartition s'effectue un niveau plus faible (HT 70 - 150 kV) reliant le niveau de transport et le niveau de distribution (MT de 1 70 kV, BT < 1 kV). Le choix de la tension dpend de nombreux facteurs qui seront tudis par la suite, les pertes, la stabilit, etc... Le nombre de niveaux de tension relve dun calcul dlicat tenant en compte lvolution de la densit de charge au km2 par exemple. Des niveaux intermdiaires se justifient pendant une certaine priode correspondant une plage de densit de charge, ainsi a-t-on vu apparatre en Europe des niveaux proches de 20 kV (nouvelle tension de distribution), 70 kV, 150 kV, 220 kV et 400 kV. Bien sur laspect historique des rseaux et lvolution des compagnies dlectricit jou et joue un rle majeur dans les choix. La figure suivante illustre ce principe (fig 16):

26

Fig. 16 stratification du rseau dnergie lectrique (source : techniques de lingnieur)

Les rseaux de transport et de rpartition (tous les niveaux de tension sauf la distribution- au niveau des quartiers) sont maills pour une raison vidente. Il en rsulte une augmentation progressive, dans le temps, des courants de court-circuit. (limpdance de Thvenin diminue continuellement et la fem de Thvenin augmente vu la multiplication des moyens de production. Au niveau de la distribution trois stratgies peuvent tre rencontres : 1) systmes purement radiaux (rseaux ruraux) (fig 17) 2) fortement maills mais utiliss en fonctionnement de manire radiale (typique aux USA, o la distribution se fait par environ 10-20 maisons/transformateur de distribution) 3) modrment maills (par exemple une simple boucle) mais utiliss en rseau (typique en Europe, o la distribution se fait par environ 200-300 maisons /transformateur de distribution). (avantage : moins dinterruption de service, inconvnient : plus de chute de tension, plus cher) Les raisons dun rseau radial plutt que maill sont triples : - le cot (de lquipement p.e.), les protections sont plus complexe en maill. - la rduction des courants de court-circuit - la rduction des priodes de chute de tension en cas de dfaut

27

Fig. 17 rseau radial de distribution de lnergie lectrique (source Technique de lingnieur)

Le choix dpend de la fiabilit dsire. Si les chutes de tension et/ou la dure totale des interruptions est juge capitale il vaut mieux investir dans un rseau radial performant (renclenchement automatique par exemple). Si des interruptions momentanes ou trs longues sont juges capitales, il vaut mieux un rseau maill. Les rseaux maills ont moins de pertes et sont mieux adapts la production dcentralise qui risque de se dvelopper dans un avenir proche (nergie verte, oliennes, pile combustible, ) Au niveau du grand transport, des niveaux de tensions extrmes, tels 1000 kV et jusqu' 2250 kV sont l'tat de recherche (notamment en Russie, Japon, Italie, USA et Canada avec des liaisons exprimentales et une ligne prvue en exploitation au Japon. Toutefois en 2006, la plupart de ces liaisons ralises sont temporairement exploites des niveaux plus faible (500 kV par ex au Japon)) en vue du transport en courant alternatif sur des distances suprieures quelques milliers de kilomtres. Il y a mme un projet de relier le bassin hydraulique du fleuve Zare (Inga, RDC) vers lEgypte.

28

6. La constitution du rseau Le rseau est constitu de lignes ariennes, de cbles souterrains et de postes, divers niveaux de tension. En Belgique, les principales liaisons sont reprises sur le graphique ci-aprs (fig 18 et 19) :

Fig. 18 le rseau 400 kV belge et ses postes (source ELIA)

6.1 Postes Par dfinition, un poste (une sous-station) est une installation dorganes de liaison et d'organes de manoeuvre o parvient l'nergie des centrales et d'o cette nergie est oriente vers les centres de consommation. On distingue gnralement des sous-stations : a) directes (ou daiguillage) : qui assurent les liaisons entre lignes a mme tension (sans transformateur de liaison); b) de transformation : qui relient des rseaux tensions diffrentes; c) de conversion : o l'on ralise une modification des caractristiques de la tension, de la frquence; passage de l'alternatif au continu... Le schma (topologie) de ces postes dpend principalement de deux aspects : 1) niveau de scurit dexploitation. On entend par l quen cas de dfaut sur le jeu de barres ou sur une ligne, il faut veiller liminer ce dfaut par des disjoncteurs aussi peu nombreux29

que possible en vue de garder en service le plus douvrages sains possible (scurit leve) ou un certain nombre de lignes ou de traves (scurit moyenne ou faible). 2) Niveau de souplesse dsir. On entend par l la facilit dexploitation relative aux manuvres volontaires et aux changements de la configuration lectrique du poste. On trouve ainsi des schmas un (fig 20 gauche), deux (fig 20 droite) ou trois jeux de barres, avec (fig 20) ou sans sectionnement, un (fig 20), 1,5 (fig 21 gauche) ou 2 disjoncteurs par dpart. Le jeu de barre peut tre en ligne ou en boucle (simple, double ou multiple). Le choix fait galement intervenir : - le nombre de traves (ligne et transformateur) - le nombre de nuds dsir (un nud est un ensemble de traves lectriquement spares des autres) - accessibilit des traves aux nuds - quaccepte ton de perdre en cas de dfaut jeu de barres ? (en nombre de traves) - que perdre en cas de manutention dun disjoncteur de trave ? (en nombre de trave) - pendant manutention, sil y a dfaut sur une autre trave, quadmettez-vous de perdre en plus ? Les principaux composants d'une sous-station consistent en : Appareillage de liaison : jeu de barres o aboutissent les raccordements aux centres consommateurs et producteurs; Appareillage de manoeuvre et protection : disjoncteurs qui ouvrent ou ferment un circuit, suite une manoeuvre d'exploitation ou un dfaut imprvu dans le rseau (contournement d'isolateur, mise la terre d'une phase, par exemple), sectionneur dont la principale fonction est dassurer l'isolement du circuit quil protge (en anglais :"isolator") Appareillage de rgulation : transformateur rglage en charge - batterie de condensateurs; Appareillage de conversion : surtout dans les sous-stations des chemins de fer (redresseurs); Appareillage de mesure : transformateurs de potentiel et d'intensit (T.P. - T.I.); appareils de mesure proprement dits et relais branchs au secondaire des transformateurs d'intensit et de potentiel; Services auxiliaires BT, courant alternatif et courant continu : rseaux alimentant les moteurs de commande, la signalisation, les verrouillages, le chauffage, I clairage; Appareillage dautomatisme, de tlcommande, de tlsignalisation, de tlmesure. Quelques exemples typiques de jeu de barres de poste haute tension :

30

Fig. 20 poste un jeu de barre ( gauche) et deux jeu de barres ( droite) un disjoncteur par dpart, avec sectionnement.

Fig. 21 ( gauche) Poste deux jeu de barres, un disjoncteur et demi par dpart ( droite) jeu de barre simple (MT) avec sectionnement (ici poste deux niveaux de tension)

31

La figure suivante (fig 22) donne le schma unifilaire dun poste MT de la zone de Lige, poste de transformation 70/15 kV.

Fig. 22 : exemple concret dun jeu dun poste dalimentation MT Cheratte (zone de Lige). Poste de transformation 70kV (un jeu de barres avec sectionnement) vers 15 kV (deux jeux de barres, un disjoncteur par dpart, avec sectionnement).

32

6.2 Lignes ariennes et cbles souterrains

Fig. xx exemple de cable souterrains et de lignes ariennes

Fig. xx les lignes isolation gazeuse : le futur ? En bas gauche, installation rcente (longueur 420 m) LIG 220 kV isol par un mix SF6 et N2 (Genve).33

Depuis 1994 la plupart des compagnies dlectricit ont pris la dcision de ne plus tablir de nouvelles liaisons ariennes en de de 150 kV. A terme donc tout le rseau de distribution et progressivement celui de rpartition se fera en cbles souterrains. L'utilisation de cbles en plus haute tension - mme s'il existe quelques cas 220 kV, 400 kV et 500 kV - est confront des problmes technologiques significatifs (surtout les jonctions) ainsi qu' un cot trs lev (si le cot en basse tension est similaire, voire infrieur pour un liaison souterraine, il devient jusqu' environ 20 fois plus lev 400 kV par rapport une liaison arienne). En 2006, lordre de grandeur du cot dune liaison arienne 400 kV (2 ternes) est chez nous de 1 millions de /km. Les lignes ariennes sont constitues de conducteurs nus en aluminium(souvent un alliage pour renforcer les proprits mcaniques), parfois avec une me en acier.

Un tableau rsum des caractristiques techniques des moyens de transport de lnergie lectrique est rsum ci-dessous : Type Ligne arienne 400 kV 2 x 560 AMS 2000 1400 30 270 14 250 640 250 70 0,7 Cble souterrain isol huile 400 kV 1x1200 Cu 1600 530 23 214 269 50 3200 145 3 13 Cble souterrain isol PRC 400 kV 1x 1600 Cu 1660 850 19 230 183 63 2500 180 3 9 Ligne isolation gazeuse 400 kV 600/220 4600 3200 5 42 57 48 3300 55 3 3

Ampacit 80C Charge nominale Rsistance 20C Ractance effective 50 Hz Capacitance effective 50 Hz Impdance caractristique Puissance naturelle Pertes ROW Charging power

A MVA m/km m/km nF/km Ohm MVA W/m m kVA/km

34

La figure 23 donne titre indicatif la longueur du rseau belge par niveau de tension et type de liaison (hors rseau de distribution qui est videmment trs tendu).

Fig. 23 : longueur du rseau lectrique belge dELIA, par niveau de tension (source ELIA)

Pour la haute tension ( 110 kV) on peut prsenter la comparaison suivante ligne-cble qui a t ralise au sein de la CIGRE (Confrence Internationale des Grands Rseaux Electriques Haute Tension) en 1995. Elle est base sur une enqute regroupant 19 pays, 58 compagnies et 800000 km de circuits. Les considrations sur laspect global de la dure de vie (y compris le dmantlement, recyclage des composants, etc.. - life-time assessment) ne sont pas pris en compte. Cette comparaison a t tablie pour le transport en courant alternatif uniquement.

Comparaison ligne arienne et cble souterrain : En regard avec la planification Les lignes sont soumises plus frquemment que les cbles des interruptions de courte dure. Cependant les cbles ncessitent une dure de rparation plus longue que les lignes, ce qui peut avoir un effet prjudiciable sur la scurit du systme. Des surcharges de longue dure sont plus critiques en souterrain quen arien. Le vieillissement des cbles risque dtre fortement affect. Par contre les surcharges de courtes dure sont plus facilement supportes par les cbles. Les cbles souterrains ont une impdance plus faible que leur quivalent arien, ce qui donne des courants de dfaut plus levs et une rtrogradation de la slectivit des protections. La rpartition de charge est galement fortement modifie.35

Les contraintes environnementales et de cots, ainsi que la scurit et la fiabilit de lalimentation doivent tre paralllement envisages lors dune comparaison souterrainarien. Environnement Limpact visuel des lignes peut ncessiter un acheminement appropri. Champ lectromagntique (fig 24, 25 et 26) : les cbles souterrains gnrent moins de champs lectromagntiques (sauf aux bornes terminales et au droit de la liaison dans les dispositions en nappe o il peut tre jusqu trois fois plus lev), pas de bruit couronne et peu dinterfrence.

Fig. 24 : volution du champ lectrique (kV/m) 1.5 m du sol, dans un plan perpendiculaire la ligne mi-porte, au sein du couloir de ligne. (le champ est perpendiculaire au sol) (source CIGRE)

36

Fig. 25 : volution du champ dinduction magntique (T) 1.5 m du sol, dans un plan perpendiculaire la ligne miporte, au sein du couloir de ligne. (la direction du vecteur champ dpend de la position, souvent un champ tournant dont laxe principal de lellipse est orient vers la tte du pylne). Lintensit de courant prise en compte est indique sur la figure. (source CIGRE)

Fig. 26 : volution du champ dinduction magntique (T) au niveau du sol, au dessus dun cble souterrain 150 kV (A), 70 kV (B) et 30 kV (C), en traversant le couloir de ligne . (la direction du vecteur champ dpend de la position, souvent un champ tournant dont laxe principal de lellipse est orient vers le cble). Intensit nominale. (source CIGRE)

Une liaison souterraine occupe moins de passage au niveau du sol. La dprciation du sol est souvent associe aux lignes, rarement aux cbles. Les cbles huile fluide peuvent, en cas de rupture, prsenter un danger de pollution pour le sol. Ce nest pas le cas pour les cbles isolation synthtique ni pour les lignes. En trs haute tension, les systmes de refroidissement des cbles accroissent le risque de pollution.

37

Linstallation de cbles prend beaucoup plus de temps et cause plus dennuis au trafic et aux fermiers que la construction dune ligne. Il nest pas possible dinstaller des cbles souterrains dans certains types de terrains. Aspects techniques Le courant capacitif dun cble souterrain haute tension est significativement plus lev que celui dune ligne arienne. De longs tronons ncessitent linstallation de compensateurs ractifs onreux. Laccroissement du transit sur une ligne peut tre effectu bon march en changeant de conducteurs, ce nest pas possible en souterrain. La plupart des dfauts en arien sont fugitifs, tandis quils sont permanents en souterrain. Un renclenchement automatique rapide peut tre employ en ligne arienne pour amliorer la scurit du systme, mais ce nest plus possible si le circuit comprend une longueur significative de cbles souterrains. Il est possible de transiter plus de puissance en hiver sur les lignes. Les jonctions de cbles 400 kV sont possibles en 2006, mais coteuse et demandent une ralisation trs dlicate. Aspects de cots Plus haute est la tension, plus cher sera le rapport du cot du cble par rapport la ligne arienne. dans la gamme 110 - 219 kV rapport de 3.6 16 dans la gamme 220 - 362 kV rapport de 5.1 21.1 dans la gamme 363 - 764 kV rapport de 13.6 33.3 ces rapports de cots dpendent du trac, de la planification, des compensations accordes. On peut esprer une diminution de ces rapports avec lintensification du transport en souterrain. Le cot de la maintenance est gnralement plus lev en arien quen souterrain, mais limpact sur le cot global est mineur. 7. Etapes la conception (lignes, cbles, postes) Les tapes la conception d'une liaison haute tension sont nombreuses et rassembles sur le graphique ci-joint (fig 27) :

38

Fig. 27 tapes la conception dune ligne (source T. Gonen)

(ce graphique est valable galement chez nous moyennant quelques adaptations, en effet en Belgique la notion de ROW (right-of-way) n'existe pas, seule l'emplacement des pylnes doit tre acquis par la compagnie d'lectricit. La difficult majeure provenant du trac et des autorisations administratives obtenir auprs des nombreuses instances rgionales, communautaires, communales, notamment. Nous dtaillerons ultrieurement le dimensionnement des cbles, lignes et postes aux diffrentes contraintes dilectriques, thermiques et mcaniques.

8. Planification La dcision d'implantation de nouvelles liaisons rsulte d'analyse de prvision de charges (dtermination de la demande de crte annuelle pour tout le systme, pour chaque rgion, chaque poste existant et en prvision) et d'tudes conomiques en accord avec une planification globale selon le schma , l'objectif cl tant la limitation des cots d'exploitation en maintenant un niveau de fiabilit "adquat" avec des contraintes lies l'environnement. Sont notamment envisages la rpartition de la tension (avec prise en compte des rgulateurs des gnrateurs, transformateurs, des compensateurs), les surcharges, la sensibilit une perte d'un groupe gnrateur. Le planificateur choisit en dfinitive la taille, la localisation et le nombre de lignes et de postes pour satisfaire tous les critres conomiques et d'exploitation. Pour ce choix il prend en compte un optimum entre le cot li la perte de fourniture en cas de dfaut (cot du kWh non vendu) et le cot d'investissement ncessaire pour viter cette perte, comme montr ci-dessous (fig 28) :

39

Fig. 28 Courbes des cots pour le fournisseur dnergie ou pour le consommateur en fonction de la disponibilit de la fourniture (source T. Gonen)

Il est videmment trs difficile destimer le cot du kWh non vendu. Des tentatives ont t faites pour estimer ce quun kWh apportait la socit (en se basant sur le PNB), on trouve environ 1.50 /kWh avec lindustrie chimique et 7.50 /kWh sans industrie chimique... On peut galement tirer au sort des dfaillances et en dduire une esprance mathmatique de kWh non vendus par millions de kWh. Lautre fonction fait intervenir le facteur dactualisation (sur 40 ans gnralement) et lintgration dun produit de facteurs de cots (intrt x amortissement x conduite x entretien), qui ncessite un hypothse sur la croissance de la charge). Aprs ce choix, le planificateur tudie le comportement du rseau en cas de dfaut pour : - fixer la capacit des disjoncteurs (pouvoir de coupure) - tablir un systme de relais capable de dtecter les dfauts et provoquer les dclenchements des disjoncteurs. - valuer les tensions en cas de dfaut ou lors du renclenchement, qui peuvent affecter la coordination de l'isolement et ncessiter l'utilisation de parafoudres - concevoir le systme de mise le terre. - valuer les effets mcaniques qui ont un impact sur le dimensionnement. Finalement le planificateur conduit une tude de stabilit pour s'assurer qu'un dfaut ou une perturbation svre ne cause pas d'ennuis majeurs (notion de scurit N-1, N-2, etc...). Par exemple, une surcharge de ligne (suite par exemple la perte dun transfo) causant son dclenchement et entranant ds lors la surcharge de lignes voisines pour finalement provoquer la coupure en cascade des disjoncteurs. Le rseau peut s'effondrer et plonger une rgion, voire un pays en "blackout", cela s'est produit en France, et dans certaines rgions aux Etats-Unis, Japon et Europe dans les 20 dernires annes, le dernier date d'aot 2003 qui a vu plong dans le noir ltat de New York et lOntario (50 millions de personnes). A ce titre la rapidit de coupure des disjoncteurs et donc la dure d'un dfaut est dterminante. Il faut savoir que les recherches ont permis d'amliorer40

considrablement ce temps de coupure qui aujourd'hui devient infrieur 100 ms.(60 ms dans le meilleur des cas), tant par le gain au niveau de la dcision prise par le relais que par la conception de la chambre de coupure et le gaz d'extinction de l'arc

Fig. 29 : Evolution historique de la taille des units de production, de la tension maximale utilise pour le transport et du cot du kWh depuis laune de llectricit.(source EPRI, 1979)

A titre informel la fig 29 donne lvolution historique de lvolution de la taille des units et du niveau de tension le plus lev utilis dans les rseaux. La fig 30 donne quant elle un block diagramme des tudes menes dans le cadre de la planification.

41

Fig. 30 : Etudes typiques menes pour lextension dun rseau dans le cadre de planification.

Suite la libralisation du march, les flux entre pays saccroissent. La gestion des liaisons entre pays, principalement utilise par le pass pour soutenir un pays lors de perturbation pendant les 15 premires minutes aprs problme, servent aujourdhui en continu pour assumer les transferts. Les lois de llectricit (Kirchoff entre-autre) nont que faire des flux financiers. Ainsi si lAllemagne du nord achte de lnergie la Suisse (disons pour un niveau de 100 ), les flux physiques suivent les trajets indiqus sur la figure suivante (fig 31) :

42

Fig. 31 Flux dnergie entre pays pour une fourniture de 100 MW de la Suisse lAllemagne.

Fig 31 bis : idem fig 31 pour un flux de 100 MW entre lAllemagne et lItalie (source Elia)

Il sensuit des flux entre la Belgique et la France qui doivent tre pris en considration car ces liaisons capitales en cas de problme (perte dun groupe nuclaire par ex) ont videmment une capacit limite. La gestion de ces liens particuliers, les dcisions daccrotre leur capacit, etc doivent tre prises par des autorits rgulantes au niveau europen et leur cot doit tre rparti sur tous les acteurs concerns. Il apparat donc une diffrence essentielle entre les flux physiques et les flux contractuels (capacit de transfert) qui proviennent de transactions commerciales. Cela veut aussi dire que par exemple, deux flux identiques et opposs sur la mme ligne (qui sannulent donc totalement sans affecter en rien la capacit de transfert sur cette ligne) seront rmunrs sparment bien que naffectant pas la capacit de transit.

43

Fig. 32 Capacit de transfert entre deux zones, exprimes en MW.

Pour prsenter les principales dfinitions, plaons-nous dans un cas simple o seulement deux zones A et B schangent de lnergie (fig 32). On prsente gnralement les diffrentes capacits de transfert au moyen du diagramme ci-dessus, o plusieurs chelles de temps successives figurent en abscisse. TTC (Total Transfer Capacity ) reprsente la valeur maximale que peut prendre une transaction entre deux zones contigus, sans violer aucune rgle de scurit de rseau, ni dans une zone ni dans lautre, que ce soit en situation normale ou en cas dala (N - 1...), et que la limite soit une intensit maximale, une borne de tension ou de stabilit. Pour faire le calcul, on suppose lavenir parfaitement connu en termes de prvision de consommation, de disponibilit de rseau et de production. TRM (Transmission Reliability Margin ) est la marge de scurit rserve aux gestionnaires de rseau pour assurer en permanence en temps rel les services systmes prioritaires (rglage de frquence, secours durgence entre zones...). Cette marge inclut galement leffet dimprcisions de mesure, mais pas celui dalas de rseau puisque ceuxci sont rputs dj entirement pris en compte dans TTC. NTC (Net Transfer Capacity ), diffrence des deux prcdents, est la quantit maximale qui peut tre effectivement alloue sur le march aux acteurs. AAC (Already Allocated Capacity ) reprsente ce qui a t dj allou dans les phases de march qui ont prcd. ATC (Available Transfer Capacity ) reprsente ce qui reste encore disponible pour les phases de march venir.

9. Qualit de Service La vente de l'nergie lectrique repose sur la qualit de la marchandise; qualit demande par le consommateur pour l'usage bien particulier qu'il veut en faire; qualit offerte par le producteur distributeur, compte tenu des conditions conomiques de la production de l nergie lectrique . Les principaux facteurs qui interviennent pour dfinir la qualit du service sont :44

La constance de la mise disposition de l'nergie lectrique; (toutes tensions) la constance de la tension 1. variation lente 2. rapide (flicker ou papillotement) 3. creux de tension (voltage dip) la constance de la frquence; la puret de l'onde (harmoniques); le dsquilibre de tensions polyphases : apparition de tension inverse ou homopolaire. stabilit court, moyen et long terme (uniquement grand transport) On a longtemps dfini la qualit du service en se contentant d ' imposer des limites rigides aux variations de frquence et de tension et aux interruptions. C'est encore ce que font les cahiers des charges. Ils imposent que la frquence ne scarte pas plus de 1 Hz en plus ou en moins de la valeur nominale de 50 Hz ( 2 %). Pour la tension, les dispositions du cahier des charges sont plus complexes et introduisent : la tension nominale du rseau, la tension figurant au contrat entre le fournisseur et lusager et 1a tension en service. Il stipule que : - la tension du contrat ne doit pas s'carter de plus de 5 7% de la tension nominale respectivement peur les rseaux moyenne tension, de rpartition et de transport, - la tension en service ne doit pas s'carter de plus de 7 10% de la tension du contrat respectivement sur les mmes rseaux. On peut dire approximativement que la premire de ces deux limites intresse la tension moyenne au point de livraison et la seconde les fluctuations de tension, autour de cette moyenne. Les normes europennes (EN 50 160) dfinissent les limites suivantes :

45

La continuit du service ne fait lobjet daucune obligation dans les cahiers des charges, sans doute parce que la qualit actuelle est suffisante. Les rglements de scurit imposent cependant aux utilisateurs ne pouvant supporter aucune coupure (hpitaux p.e.) quils prennent eux-mmes les mesures ncessaires (groupe de secours). Cette faon de dfinir chacune des qualits du service par des limites rigides a l'avantage d'tre simple et facile a contrler. Mais elle peut conduire des conclusions fausses dans l'apprciation de ces qualits. En effet elle considre comme galement acceptable un rseau o la tension oscillerait en permanence de plus ou moins 9 % autour de sa valeur nominale, et un autre o la tension ne diffrerait jamais plus de 1 pour-cent de cette valeur. De plus si, dans ce dernier rseau, pendant un court moment chaque semaine, la variation de tension dpassait 11 %, tout en restant infrieure 1 % tout le reste du temps, la qualit du service de ce rseau serait thoriquement considre comme plus mauvaise que celle du premier. Les dcisions que lon serait donc amen prendre pour respecter les conditions du cahier des charges pourraient conduire un gaspillage sur certains rseaux, tandis que les usagers continueraient tre plus mal desservis sur dautres. Une dfinition correcte de la qualit du service doit en premier lieu permettre de dfinir lgalit de deux rseaux diffrents.46

Il est mme souhaitable de chercher comparer des qualits ingales en leur donnant une valeur conomique. Ce qui permet de comparer des solutions techniques qui peuvent entraner des qualits de service diffrentes. Le gain sur la qualit est alors mis en balance avec les dpenses qui lont permis. Cette qualit de service est quantifie par les statistiques dinterruptions et de creux de tension. On peut regretter quactuellement, malgr les demandes de la planification, lvolution des rseaux HT est trs lente (lignes ariennes), les investissements tant ds lors report en MT, BT (surtout en souterrain) ce qui fragilise le rseau et fait perdre loptimum conomique. En distribution il ne sert pas grand chose doptimiser (section, porte) - loptimum est fugitif et valable uniquement pendant la pointe - , cest beaucoup plus la structure du rseau (double alimentation - cher- double pi non maill, etc...) qui compte, l o lhomme dexprience est encore dun grand secours. Statistique de dfauts En gnral on value le nombre de dfauts (et leurs causes) par 100 km et par an.(Source Laborelec pour la Belgique (moyenne sur 1980-1992) , EDF pour la France (1990) Sur lignes ariennes : niveau de tension 380 kV km de ternes 880 frquence/an 1.04 /100 km de ternes (Belgique) (France) 1990 5.7 Cause (Belgique): Orage : Intempries : Dfaillance du matriel : Pollution : facteur humain : divers et indtermin Sur Jeu de barres de postes : niveau de tension nbre de traves frquence /100 traves/an /100 postes/an (Belgique) 380 kV 80 0.63 4.31 220 kV 47 0.42 2.63 150 kV 642 0.51 3.93 70 kV 1254 0.56 3.4 220 kV 270 3.53 14.7 57 % 12 % 4.5 % 0.4 % 0.4 % 25.7% 150 kV 2200 1.91 non connu 70 kV 3000 9.88 28.2

Cause : Orage : Intempries : Pollution : Dfaillance du matriel : facteur humain :

10 % 1.5 % 0.7 % 36 % 27 %47

enclench. sur dfaut : divers et indtermin : Sur Transformateurs : niveau de tension nbre de transfo frquence /100 Transfo/an (Belgique)1980 production 72 2.7

11.6% 13.2%

interconnexion 735 2.99

distribution beaucoup 3

La cause est gnralement extrieure au transfo (61 %), 4% de dfaut interne (bobinage) et 10 % du au rgulateur. Sur Cbles : niveau de tension km de cble : frquence /100 km/an (Belgique) Cause : Dfaillance du matriel : 150 kV 190 0.54 70 kV 200 11.88

100 %

48

10. Caractristiques techniques et conomiques Les cots de lnergie ne cesse daugmenter suite la rarfaction des ressources non renouvelables utilises.(fig 33). Or ces fluides sont la source de lalimentation de la plupart des centrales de production dnergie lectrique (fig 34).

Fig. 33 volution du prix de lnergie primaire dans les 5 dernires annes.(source IBGE)

49

Fig. 34 : fluctuation du cot des combustibles (source Electrabel)

Il sensuit une augmentation du prix de llectricit mais nettement moins prononce grce la diversification utilise.(fig 35).

Fig.35 Hausse compare de llectricit avec diffrents combustibles (source Platts)

Le cot de llectricit comprend de nombreux termes, dont certainement le cot de production (amortissement des centrales dont le cot au kW install est repris ci-dessous, cot du combustible galement repris ci-dessous). Il faut y ajouter les cots dutilisation du rseau (transport via GRT (fig 37) distribution via GRD) L'intrt de la mise en route des diffrents types de centrales dpend de plusieurs facteurs : - le cot du kW install - le cot du combustible - le temps de dmarrage Ainsi on peut citer comme ordre de grandeur :50

type de centrale Thermique classique charbon fuel oil gaz naturel TGV nuclaire hydraulique pompage turbo-jet

cot combustible (1994) 0.018 /kWh2 0.022 /kWh 0.023 /kWh 0.019 /kWh 0.008 /kWh 0 0 0.062 /kWh

du cot du kW install (1/1/1995) 1300 /kW

temps dmarrage 8h

de

750 /kW 2100 /kW3 variable 900 /kW 900 /kW

26h 24 h 5 minutes 2 4 minutes 2 minutes

Fig. 36 dcomposition du prix moyen du kWh dans le march libralis. (source SEGE)

2 3

1000 kcal = 4186 kJ = 1.163 kWh traitement des dchets non compris 51

Fig. 37 : volution du cot du transport de lnergie lectrique entre 2002 et 2005 (source CREG)

A titre d'exemple, le prix du kWh pour une consommation familiale basse tension (environ 4800 kWh/an rparti 70% (jour), 30% (nuit), pour une puissance disponible de 6 kW) est repris ciaprs (fig 38, ligne de ALE) : Rsidentiel : 0.057 /kWh Industriel MT : 0.062 /kWh pour une alimentation 30 kW et 0.023 /kWh pour une alimentation 500 kW (nombre dheure moyenne dutilisation, voir tableau).

52

Fig. 38 Evolution des tarifs de distribution approuvs par la CREG entre 2004 et 2005. (source CREG), pour diffrents GRD.

11. Conclusions Finalement le transport de l'nergie lectrique peut tre considr comme un systme complexe avec de nombreuses interactions non-linaires, dont l'optimisation tant technique que financire relve encore de beaucoup de rgles de bonnes pratiques mme si les recherches en cours permettent d'voluer progressivement vers une aide la dcision de plus en plus efficace. Le diagramme ci-dessous, tir de T. Gnen, rsume un peu cette complexit :

53

Lvolution des rseaux lectriques vers les smart grids est prsente notamment dans la video accessible sur le site http://www.smartgrids.eu/

54

Abrviations et liens utiles TSO : Transmission system operator ETSO : European Transmission System Operators

Rfrences et liens utiles : www.eurelectric.org www.ucte.org (suivez en temps rel la frquence du rseau UCTE) www.centrel.org www.nordel.org www.elia.be www.etso-net.org www.electrabel.be www.spe.be Electric Power Transmission System Engineering, Analysis and Design" Turan Gnen, John Wiley & Sons, 1988 Overhead Power Lines. Planing, Design and Construction. F. Kiessling, P. Nefzger, J.F. Nolasco, U. Kaintzyk. Springer 2003.

55