Ligne à haute tension

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Lignes à haute tension.

Les lignes à haute tension sont les lignes principales des réseaux de transport d'électricité. Elles peuvent être aussi bien aériennes que souterraines ou sous-marines, quoique les professionnels réservent plutôt le terme aux liaisons aériennes. Elles servent au transport sur les longues distances de l'électricité produite par les diverses centrales électriques, ainsi qu'à l'interconnexion des réseaux électriques.

[modifier] Pourquoi utiliser la haute tension ?

Le choix d'utiliser des lignes à haute tension s'impose, dès qu'il s'agit de transporter de l'énergie électrique sur des distances supérieures à quelques kilomètres. Le but est de réduire les chutes de tension en ligne, les pertes en ligne, et également d'améliorer la stabilité des réseaux.

Les pertes en ligne sont dues à l'effet Joule, qui ne dépend que de deux paramètres : la résistance et le courant ( $P = R . I 2$ ). L'utilisation de la haute tension permet, à puissance transportée équivalente, de diminuer le courant et donc les pertes. Par ailleurs, pour diminuer la résistance, aux fréquences industrielles, il n'y a que deux facteurs, la résistivité des matériaux utilisés pour fabriquer les câbles de transport et, de la section de ces câbles. À matériau de fabrication et section équivalents, les pertes sont donc égales, en principe, pour les lignes aériennes et pour les lignes souterraines.

Les lignes à haute tension font partie du domaine « haute tension B » qui comprend les valeurs supérieures à 50 kV en courant alternatif. L'expression « très haute tension » est parfois utilisée, mais n'a pas de définition officielle. Les tensions utilisées varient d'un pays à l'autre. Schématiquement, dans un pays, on trouvera des tensions de l'ordre de 63 kV à 90 kV pour de la distribution urbaine ou régionale, de l'ordre de 110 à 220 kV pour les échanges entre régions, et de l'ordre de 345 à 500 kV pour les principales interconnexions nationales et internationales. Dans certains pays, on utilise aussi du 800 kV (comme au Canada), et même des tensions plus élevées comme en Chine (1 100 kV), Inde (projet 1 200 kV), Japon (projet 1100 kV) et dans l'ex-URSS où des essais de transport en « ultra haute tension » ont été effectués en 1 500 kV — mais ce type de tension ne se justifie que pour un transport sur une distance de l'ordre du millier de kilomètres, pour lequel un transport en courant continu peut être une solution intéressante.

La tableau suivant donne l'évolution de la tension des réseaux à courant alternatif depuis 1912, année de la mise en service de la première ligne de tension supérieure à 100 kV.

Ligne	Pays	Tension réseau	Année
Lauchhammer - Riesa		110 kV	1912^[1]
Brauweiler - Ludwigsbourg		220 kV	1929
Boulder Dam - Los Angeles		287 kV	1932
Harsprånget - Halsberg		380 kV	1952
Moscou - Volgograd		525 kV	1960
Montréal - Manicouagan		735 kV	1965
Broadford - Baker		765 kV	1969
Ekibastuz - Elektrostal		1 200 kV^[2]	1985
Suvereto - Valdicciola		1 050 kV	1981-1995^[3]
Minami - Niigata		1 100 kV^[4]	1993
Jindongnan - Jingmen		1 100 kV	2009 ^[5]

[modifier] Lignes à courant continu

Dans l'immense majorité des cas, ces lignes à haute tension sont alimentées en courant alternatif triphasé ; mais dans le cadre particulier de certaines traversées sous-marines ou de lignes enterrées, le transport se fait en courant continu (HVDC) pour des raisons d'économie, d'encombrement et de fiabilité. Voici deux exemples plus détaillés :

pour la liaison France-Angleterre IFA 2000, le transport se fait à l’aide de deux paires de conducteurs dont la tension continue par rapport à la terre vaut respectivement +270 kV et -270 kV, soit une différence de potentiel entre les deux conducteurs de chaque paire égale à 540 kV ;
à Grondines, 100 km au sud-ouest de Québec, la traversée du fleuve Saint-Laurent s’effectue au moyen de deux paires de câbles dont la tension continue par rapport à la terre est de plus ou moins 450 kV, soit une différence de potentiel entre les deux conducteurs de chaque paire égale à 900 kV.

[modifier] Composants

[modifier] Pylônes

Pour les lignes aériennes, les opérateurs de transport d'électricité, utilisent des pylônes, en général réalisés en treillis d'acier. Leur fonction est de supporter et de maintenir les conducteurs à une distance suffisante du sol et des obstacles : ceci permet de garantir la sécurité et l'isolement par rapport à la terre, les câbles étant nus (non isolés) pour en limiter le poids et le coût.

Un Pylône sur une ligne 400 kV en France

[modifier] Conducteurs

Article détaillé : Câble électrique à haute tension.

Le courant électrique est transporté dans des conducteurs. L'énergie électrique étant transportée sous forme triphasée, on trouvera au moins 3 conducteurs par ligne. Pour une phase, on peut aussi trouver un faisceau de conducteurs (de 2 à 4) à la place d'un simple conducteur afin de limiter les pertes (voir plus bas). Les conducteurs en cuivre sont de moins en moins utilisés. On utilise en général des conducteurs en alliage d'aluminium, ou en combinaison aluminium-acier pour les câbles plus anciens ; ce sont des conducteurs composés d'une âme centrale en acier sur laquelle sont tressés des brins d'aluminium. Les conducteurs sont nus, c'est-à-dire non revêtus d'un isolant.

Les conducteurs haute tension sont aériens ou souterrains (et parfois sous-marins). Les conducteurs aériens sont soumis à l'action des facteurs atmosphériques : température, vent, pluie, verglas etc. Ces facteurs interviennent de façon importante dans le choix des paramètres d'une ligne haute-tension : type de conducteur électrique (matériaux et géométrie), hauteur et distance des pylônes, tension mécanique maximum sur le conducteur afin de maintenir une garde au sol suffisante, etc. Le choix de ces paramètres a une grande influence sur les coûts de construction et d'entretien d'une ligne de transmission, ainsi que sur sa fiabilité et sur sa longévité.

[modifier] Isolateurs

L'isolation entre les conducteurs et les pylônes est assurée par des isolateurs. Ceux-ci sont réalisés en verre, en céramique, ou en matériau synthétique. Les isolateurs en verre ou céramique ont en général la forme d'une assiette. On les associe entre eux pour former des chaînes d'isolateurs. Plus la tension de la ligne est élevée, plus le nombre d'isolateurs dans la chaîne est important. Sur une ligne 400 kV (400 000V), les chaînes d'isolateurs comportent 19 assiettes. On peut alors deviner la tension des lignes en multipliant le nombre d'isolateurs par 20kV environ.

[modifier] Câbles de garde

Les câbles de garde ne transportent pas le courant. Ils sont situés au-dessus des conducteurs. Ils jouent un rôle de paratonnerre au-dessus de la ligne, en attirant les coups de foudre, et en évitant le foudroiement des conducteurs. Ils sont en général réalisés en almelec-acier. Au centre du câble de garde on place parfois un câble fibre optique qui sert à la communication de l'exploitant. Si on décide d'installer la fibre optique sur un câble de garde déjà existant, on utilise alors un robot qui viendra enrouler en spirale la fibre optique autour du câble de garde.

[modifier] Caractéristiques électriques

Le transport de l'électricité pose plusieurs problèmes, en particulier ceux des pertes d'énergie et des chutes de tension entre l'entrée et la sortie. Une étude à l'aide d'un modèle théorique simplifié permet de comprendre l'effet de divers paramètres sur le comportement de la ligne.

Le schéma ci-dessus représente un modèle sommaire mais simple d'emploi pour une phase d'une ligne pas trop longue : il constitue une approximation suffisante pour des longueurs de 200 à 300 km. Une ligne plus longue pourra être assimilée à une succession de cellules élémentaires de ce type.

On pourra remarquer que la ligne électrique de ce type s'apparente à un filtre passe-bas.

[modifier] Résistance de la ligne

La résistance d'un conducteur filiforme s'écrit :

$R=\rho \frac l s \,$

Afin de limiter les pertes par effet Joule, on souhaite que la résistance soit la plus faible possible. La longueur $l \,$ de la ligne étant imposée, on ne peut jouer que sur la résistivité $\rho \,$ et sur la section $s \,$ .

[modifier] Résistivité des matériaux utilisés pour les lignes

Le cuivre, dont la résistivité vaut 1,72 x 10^-8 Ω∙m, n’est pas utilisé car trop coûteux, mais aussi trop lourd pour les lignes aériennes. On lui préfère des ensembles aluminium-acier ou des alliages aluminium, magnésium et silicium dont la résistivité est de l’ordre de 3 x 10^-8 Ω∙m

[modifier] Section des lignes

La section d’un conducteur aérien d'une ligne à haute tension est de l'ordre de 500 mm² : il n’est pas avantageux d’augmenter davantage la section des conducteurs.

En effet, à la fréquence de 50 Hz (et a fortiori à une fréquence de 60 Hz), il est avantageux d'utiliser 2 conducteurs de 500 mm² en remplacement d'un de section 1000 mm² à cause de l'effet pelliculaire ou effet de peau.

Par ailleurs, sur des lignes de tension supérieure ou égale à 345 kV, il est nécessaire de prévoir au moins 2 conducteurs par phase pour limiter les pertes par effet couronne.

[modifier] Ordre de grandeur des résistances linéiques

Pour une ligne de section 500 mm² réalisée avec un matériau de résistivité 3 x 10^-8 Ω∙m, la résistance d’un conducteur aérien est de l’ordre de 6 x 10^-2 Ω/km. Cette valeur est donnée à titre indicatif car nous avons vu que la résistance dépendait fortement de la section.

Pour les lignes à haute tension, les valeurs des résistances linéiques sont comprises entre 0,01 Ω/km (ligne 735 kV d'hydroquébec) et 0,1 Ω/km.

[modifier] Puissances transportées

[modifier] Pertes de puissance

Malgré l'effort entrepris pour limiter la résistance, le transport de l'électricité engendre des pertes d’énergie importantes, principalement par effet Joule. À titre d'exemple, pour le réseau de transport d'électricité en France, ces pertes sont estimées en moyenne à 2,5 % de la consommation globale, soit 13 TWh par an.

Pour ne pas subir de pertes importantes, on utilise donc deux techniques :

augmenter le nombre de conducteurs : certaines lignes comportent pour chacune des phases jusqu’à quatre câbles distants de quelques centimètres ;
diminuer l'intensité du courant en élevant la tension : pour une puissance transportée identique, si on augmente la tension, l'intensité du courant électrique diminue et les pertes dues au passage du courant dans le fil seront réduites selon le carré de l'intensité.

Toutefois, la tension servie aux particuliers doit rester inchangée (230 V en France ou 120 V au Québec pour les installations domestiques) et dans le domaine de la basse tension afin de limiter les risques pour les utilisateurs. Il faut donc l'abaisser au plus près de ceux-ci. Comme on ne sait pas le faire de façon simple avec le courant continu (cf. HVDC), on a recours au courant alternatif (de fréquence 50 Hz en France ou 60 Hz au Québec et Amérique du Nord) et à des transformateurs.

Il faut également prendre en compte le risque d'arc électrique entre deux conducteurs. Ce risque est d'autant plus important que la tension est élevée. Cela impose des contraintes d'isolement plus fortes et nécessite notamment :

pour les lignes aériennes, d'écarter suffisamment les conducteurs, (typiquement 1 cm/kV), ce qui a pour conséquence d'augmenter proportionnellement la dimension des matériels associés (isolateurs, pylônes...) ;
pour les câbles (enterrés ou non), d'augmenter les épaisseurs d'isolants, d'ajouter des écrans de masse, voire de recourir à des technologies différentes (par exemple câbles à isolation gazeuse).

[modifier] Intensité du courant

La résistance de la ligne est la raison principale de la valeur limite de l'intensité du courant que l'on peut transporter. Toutefois, il n'est pas économiquement intéressant d'atteindre la limite de l'échauffement supportable par le conducteur.

Rappelons tout d’abord que l'échauffement est proportionnel au carré de l'intensité du courant. Pour une ligne de 500 mm², une densité de courant de 1,6 A par mm² est une limite qui permet de ne pas dépasser la température de 60°C. Mais il est plus économique de réaliser deux lignes transportant la moitié du courant, car les pertes de chaque ligne sont divisées par 4 — donc le total des pertes est divisé par 2. L’économie réalisée permet d’amortir la réalisation de la deuxième ligne. De plus, on conserve la possibilité de doubler l’intensité du courant en cas de besoin (opérations de maintenance, pannes sur l’autre ligne, ...).

La densité du courant dans les lignes aériennes haute tension est d’environ 0,7 – 0,8 A/mm²

[modifier] Impédance de la ligne

les paramètres réactifs de la ligne dépendent peu de la tension et de la section mais, en revanche, ils sont très différents pour les lignes aériennes et pour les câbles posés ou enterrés.

[modifier] Inductance de la ligne

De 1 à 2 mH/km pour les lignes aériennes soit des réactances comprises entre 0,3 et 0,7 Ω/km, donc nettement supérieures aux résistances linéiques.
De 0,2 à 0,7 mH/km pour les câbles soit des réactances comprises entre 0,06 et 0,25 Ω/km

[modifier] Capacité de la ligne

Proche de 10 nF/km pour les lignes aériennes.
De 30 à 800 nF/km pour les câbles.

[modifier] Chutes de tension

[modifier] À vide

Si l'on considère le modèle en π lorsque le courant de sortie est nul, on remarque que le condensateur de sortie est alors en série (c'est-à-dire traversé par exactement la même intensité) avec la résistance et l'inductance de ligne.

On peut écrire : $\frac{ \underline U_e}{ \underline Z_L + \underline Z_R + \underline Z_C} =\frac{ \underline U_s}{ \underline Z_C} \,$ , soit : $\underline U_e = \underline U_s + \frac{ \underline Z_L + \underline Z_R }{ \underline Z_C} \cdot \underline U_s \,$

d'où l'on tire : $\frac{ \underline U_e - \underline U_s}{\underline U_s} =\underline Y_C \underline Z_C = RC\omega - jLC\omega^2 \,$

Pour une ligne aérienne, nous avons vu que $R < L\omega \,$ , donc le deuxième terme est prédominant, ce qui conduit à une tension de sortie supérieure de quelques pour cent à la tension d'entrée. Ce phénomène est appelé effet Ferranti.

[modifier] En charge

La f.é.m d'un alternateur est constante et égale à la somme vectorielle de la résistance interne fois le courant qui la traverse plus l'impédance interne fois le même courant plus la somme (résistance et impédance) de la ligne fois le courant plus la tension au bornes de la charge qui est en parallèle avec la capacité de la ligne.

Puisque la ligne en charge présente un aspect inductif,alors la formule sera:

$E = (r + jl\omega). I + (R + jL\omega). I + U_S \,$ , soit : $E = (r + R). I + j( l\omega + L\omega). I + U_S \,$

Si l'intensité appelée I augmente les deux termes $(r+R).I \,$ et $j(l\omega +L\omega).I \,$ augmentent donc $U_S \omega \,$ diminue à l’extrémité de la ligne. Pour y remédier, il y a deux possibilités : soit demander aux groupes de fournir plus de réactif soit insérer les batteries de condensateurs dans le réseau ou bien les deux solutions à la fois. L'ajout de la batterie des condensateur diminue le vecteur jlw iductif puisqu'elle impose un vecteur capacitif -j/cw opposé au vecteur inductif ce qui augmente le vecteur Us.

[modifier] Controverses

En France, la création de lignes à haute tension est l'objet d'une concertation préalable depuis la circulaire Billardon du 14 janvier 1993, ce qui a été l'occasion de différents débats sur la santé et sur l'environnement.

[modifier] Santé

Les lignes à haute tension sont suspectées d'effets néfastes sur l'organisme humain, en particulier à cause des champs magnétiques qu'elles émettent.

Les résultats des études épidémiologiques sont comme souvent contrastés. Cependant il ressort de l'ensemble des études réalisées qu'il n'est mis en évidence aucun sur-risque de cancer chez l'adulte en cas d'exposition résidentielle aux champs des lignes à hautre tension (en particulier pour les leucémies et tumeurs cérébrales). Pour les enfants, la question reste posée. Le British Medical Journal du 4 juin 2005 publie une étude montrant un risque relatif limité mais réel de leucémie infantile pour les enfants résidant à proximité (de 0 à 600 mètres) d'une ligne à haute tension. Aucune augmentation du risque relatif n'était mise en évidence pour les autres tumeurs (tumeurs cérébrales par exemple avec un risque relatif inférieur à 1, ce qui n'indique évidemment pas un effet protecteur). Cette étude, réalisée par un chercheur de l'université d'Oxford, précise que tout biais social a été écarté (le risque de leucémie serait plus élevé dans les familles les plus aisées). Cependant, comme pour toutes les études cas-témoins rétrospectives les risques de biais sont nombreux et difficiles à contrôler: par exemple seulement la moitié des cas de leucémies n'avaient pas déménagé entre la naissance et le diagnostic. Aucune explication rationnelle n'a été trouvée pour expliquer ce sur-risque. En particulier on n'a pas encore su définir avec exactitude si cela est dû aux champs magnétiques ou à d'autres causes.

Certaines études en laboratoire sur animaux ont montré que l'exposition aux champs électriques et magnétiques peuvent être associées à l'augmentation d'incidence de certains cancers (mais pas les leucémies); Les études ne montrant aucune association sont plus nombreuses. Mais les niveaux de champs nécessaires à l'apparition des phénomènes néfastes sont sans commune mesure avec ceux mesurés à proximité des lignes à haute tension. En France, le Centre international de recherche sur le cancer de Lyon classe cependant les champs magnétiques de très basse fréquence produits par les lignes à haute tension dans le goupe 2B des agents potentiellement cancérigènes, mais uniquement pour le cas particulier des leucémies de l'enfant.

Le sujet reste donc hautement polémique. Notons enfin que l'enfouissement des lignes à haute tension n'est pas forcément la solution miracle à ce problème. Le champ magnétique à l'aplomb d'un câble haute tension enterré peut parfois être supérieur à celui d'une ligne aérienne de même tension.

[modifier] Environnement et nuisances des lignes haute tension

Les lignes dites à très haute tension, 225 ou 400 kV, sont vivement critiquées par les associations de protection de l'environnement et dans les médias, en raison de :

l'impact sur les paysages et la création de tranchées de déboisement ;
l'impact sur le tourisme, l’habitat, les nuisances sonores, ainsi que les conséquences sur l’avifaune ;
les aspects sanitaires évoqués ci-dessus.

Les associations écologistes demandent de :

suspendre l’ensemble des projets d’extension de lignes THT ;
enfouir les lignes THT existantes ;
mener des études épidémiologiques à proximité des lignes THT ;
réduire les besoins électriques.

Les obstacles à l'enfouissement des lignes peuvent être soit techniques, soit économiques : une ligne 400 kV enterrée coûte environ dix fois le prix d'une ligne aérienne ^[6]. Mais, d'une part, cette évaluation approximative ne tient pas compte des économies d’échelle obtenues qui seraient possibles grâce à la généralisation des techniques d’enfouissement, d'autre part, les pertes en ligne pour les lignes aériennes sont supérieures à celles des câbles enterrés (¹). Enfin, les lignes aériennes sont extrêmement vulnérables en cas de tempête : en France, la tempête de 1999 a entraîné un surcoût de 30 % rien que pour la mise aux normes des lignes THT afin qu’elles résistent à des vents violents de 170 km/h.

Le surcoût théorique mis en exergue par l'opérateur du réseau français RTE occulte les bénéfices attendus d’un enfouissement tout en faisant implicitement abstraction des externalités négatives, à savoir l’impact sur le paysage, le tourisme, l’habitat, les nuisances sonores, ainsi que les conséquences sur l’avifaune.

[modifier] Notes & Références

↑ (de) Entwicklung der Übertragungsspannungen (Bild 1.10), sur esw.e-technik.uni-dortmund.de
↑ Exploitation à tension réduite seulement
↑ Des études et essais ont été effectués de 1981 à 1986, la station pilote a été complétée en 1994 et mise sous sa pleine tension en avril 1995. La ligne de 3 km a été mise sous tension pendant un total cumulé de 14 300 heures, mais il n'y a pas eu d'exploitation sous cette tension par la suite. Voir (en) [1] et E.Colombo et al, Open aspects and possible alternative technologies following the UHV 1000 kV Italian experience, 2007, IEC-CIGRÉ International Symposium on International Standards for UHV, Beijing 2007
↑ Exploitation à 550 kV seulement
↑ Essais sur un tronçon en 2008, exploitation prévue en 2009
↑ rapport du cabinet Energie Consulting