Transport de l'Énergie

Introduction : Le Transport Électrique

Le transport d'électricité sur de longues distances est un défi technique majeur. Les pertes en ligne et les effets capacitifs/inductifsimposent des choix technologiques spécifiques.

// Enjeux du transport électrique

1. Minimiser les pertes Joule (P = R × I²)

2. Maintenir la stabilité du réseau (f = 50 Hz)

3. Gérer la puissance réactive (cos φ)

4. Assurer la sécurité et la fiabilité

En France, RTE (Réseau de Transport d'Électricité) gère 105 000 km de lignes haute et très haute tension (63 kV à 400 kV).

1. Pertes Joule dans les Lignes

Les pertes par effet Joule représentent la principale source de pertes dans le transport électrique. Elles dépendent de la résistance des conducteurs et du carré de l'intensité du courant.

1.1 Formules fondamentales

// Pertes Joule (monophasé)

P_pertes = R × I² = (ρ × L / S) × I²

// Pertes en triphasé (3 conducteurs)

P_pertes = 3 × R × I²

R = résistance de la ligne (Ω)

ρ = résistivité : Cu = 1.7×10⁻⁸ Ω.m, Al = 2.8×10⁻⁸ Ω.m

L = longueur (m), S = section (m²)

// En fonction de la puissance transportée

I = P / (√3 × U × cos φ) en triphasé

P_pertes = 3 × R × P² / (3 × U² × cos²φ) = R × P² / (U² × cos²φ)

1.2 Intérêt des hautes tensions

Exemple : Transport de 500 MW sur 300 km

Ligne alu 500 mm², R = 0.056 Ω/km × 300 = 16.8 Ω

À 63 kV :

I = 500×10⁶ / (√3 × 63000 × 0.95) = 4820 A → Impossible !

À 225 kV :

I = 500×10⁶ / (√3 × 225000 × 0.95) = 1350 A

P_pertes = 3 × 16.8 × 1350² = 91.8 MW (18.4%)

À 400 kV :

I = 500×10⁶ / (√3 × 400000 × 0.95) = 760 A

P_pertes = 3 × 16.8 × 760² = 29.1 MW (5.8%)

1.3 Chute de tension

// Chute de tension en ligne

ΔU = √3 × I × (R × cos φ + X × sin φ)

R = résistance linéique (Ω/km)

X = réactance linéique (Ω/km) ≈ 0.3-0.4 Ω/km en aérien

// Chute de tension relative

ΔU/U doit être < 5% (norme)

2. Technologies de Transport

2.1 Lignes aériennes vs câbles souterrains

Critère	Aérien	Souterrain
Coût (€/km)	0.5-1 M€	3-10 M€
Capacité	Illimitée (dissipation thermique)	Limitée (échauffement sol)
Effet capacitif	Faible	Fort (compensation)
Maintenance	Facile (inspection visuelle)	Difficile (fouille)
Impact visuel	Fort (pylônes)	Nul

2.2 Câbles et conducteurs

// Types de conducteurs aériens

ACSR (Aluminium Conductor Steel Reinforced) :

- Âme acier (résistance mécanique)

- Brins alu périphériques (conduction)

- Section : 570 mm² (ASTER), 851 mm² (CARDINAL)

// Câbles souterrains HT

- Âme cuivre ou aluminium

- Isolant XLPE (polyéthylène réticulé)

- Écran métallique + gaine de protection

// Intensité maximale admissible (aérien)

ASTER 570 mm² : 1100 A (225 kV)

→ P_max = √3 × 225 × 1100 = 429 MW

3. Courant Continu Haute Tension (HVDC)

Le HVDC (High Voltage Direct Current) est une alternative au transport en courant alternatif pour les longues distances et les liaisons sous-marines.

3.1 Avantages du HVDC

Avantages

Pas de puissance réactive (X = 0)
Pertes réduites sur longue distance
2 conducteurs au lieu de 3
Contrôle précis du flux de puissance
Liaison asynchrone possible

Inconvénients

Stations de conversion coûteuses
Pas de transformation de tension simple
Coupure du courant difficile (arc)
Rentable > 600 km (aérien) ou > 50 km (câble)

3.2 Comparaison AC vs HVDC

Coût total = Stations + Ligne

                   │
                   │            HVDC (coût station élevé,
        Coût       │           /  ligne moins chère)
                   │          /
                   │    HVAC /
                   │    ────/
                   │   /
                   │──/─────────────────────────────────────
                   │ │      │                    Distance
                      50 km    600 km
                   (câble)   (aérien)
                   
→ HVDC rentable au-delà de la distance de break-even

3.3 Exemples de liaisons HVDC

Liaison	Distance	Tension	Puissance
IFA 2000 (France-UK)	72 km	±270 kV	2000 MW
INELFE (France-Espagne)	65 km	±320 kV	2000 MW
NordLink (Norvège-Allemagne)	623 km	±525 kV	1400 MW
Xiangjiaba-Shanghai (Chine)	2071 km	±800 kV	6400 MW

4. Interconnexions Européennes

Les interconnexions permettent les échanges d'électricité entre pays, améliorant la sécurité d'approvisionnement et l'intégration des renouvelables.

4.1 Capacités d'interconnexion de la France

// Capacités export/import France (2024)

Royaume-Uni : 4 GW (IFA, IFA2, ElecLink)

Belgique : 4.3 GW

Allemagne : 4.8 GW

Suisse : 3.2 GW

Italie : 4.4 GW

Espagne : 2.8 GW

// Total

Capacité totale : ~23 GW

Taux d'interconnexion : 23/130 (Pmax France) ≈ 18%

Objectif UE 2030 : 15% minimum par pays

4.2 Bénéfices des interconnexions

Sécurité

Secours mutuel en cas d'incident
Réserve de puissance partagée
Lissage de la demande

Économie

Optimisation du mix de production
Partage des capacités renouvelables
Réduction des coûts marginaux

Balance commerciale : La France est historiquement exportatrice nette d'électricité (50-80 TWh/an) grâce au nucléaire. Les interconnexions permettent de vendre le surplus aux heures creuses et d'importer aux heures de pointe.

Résumé

1Pertes Joule : P = 3RI² = RP²/(U²cos²φ). Minimisées par hautes tensions.
2Lignes : Aérien (économique) vs souterrain (discret mais cher).
3HVDC : Rentable > 600 km aérien ou > 50 km câble. Pas de réactif.
4Interconnexions : 23 GW France. Sécurité et optimisation économique.

Mini-Quiz

1. Une ligne de 200 km, R = 0.05 Ω/km, transporte 300 MW à 225 kV (cos φ = 0.9). Pertes ?

→ I = 300M/(√3×225k×0.9) = 856 A. R_tot = 10 Ω. P = 3×10×856² = 22 MW (7.3%)

2. Si on double la tension (450 kV), quelles seraient les pertes ?

→ I diminue par 2 → P = I²/4 → 5.5 MW (1.8%) (pertes divisées par 4)

3. Pourquoi privilégie-t-on le HVDC pour les câbles sous-marins ?

→ Pas de courant capacitif en DC (C très élevée des câbles) → pas de compensation réactive nécessaire

Objectifs du cours