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Les réseaux électriques


À l’origine, c’est-à-dire à la fin du XIXe siècle, les réseaux de transport d’électricité étaient en courant continu (DC, pour Direct Current). On se souvient de la controverse qui a opposé Thomas Edison à Nikola Tesla, ce dernier faisant la promotion d’un réseau en courant alternatif (AC, pour Alternative Current) : malgré l’empire industriel qu’avait bâti le premier, et malgré sa notoriété, c’est le point de vue du second qui s’est imposé, le bilan de l’AC s’étant révélé meilleur que celui du DC, en particulier en raison des capacités de réglage de la tension qu’il offrait, grâce à la présence de puissance réactive.



Le DC n’a toutefois jamais été complètement abandonné car il permet d’interconnecter des zones non synchronisées (France et Royaume-Uni par exemple), au prix cependant de l’installation de coûteuses stations de conversion. Depuis quelque temps, les lignes de grand transport en courant continu à haute tension (HVDC, High Voltage Direct Current) sont remises au goût du jour. Plusieurs raisons expliquent ce retour en grâce :
  • des avancées dans le domaine de l’électronique de puissance dans les stations de conversion, qui les rendent plus économiques et plus efficaces ;
  • le besoin potentiel de transporter de grandes quantités d’énergie depuis des lieux éloignés de production d’énergie renouvelable (champs éoliens en mer, solaire dans les zones désertiques, grand hydraulique en zones isolées, etc.) ;
  • des pertes plus faibles en DC qu’en AC (deux câbles au lieu de trois, pas d’effet de peau donc utilisation complète de la section du conducteur) ;
  • une emprise au sol inférieure à puissance transportée égale, et donc un impact visuel plus faible (voir figure ci-après) ;
  • moins d’ondes électromagnétiques ;
  • moins de bruit ;
  • un enfouissement plus facile, même s’il reste coûteux (solution retenue pour la liaison France-Espagne, par exemple) ;
  • une bonne adaptation au transport sous-marin.
Ces raisons ont fait percevoir les HVDC comme « respectueux de l’environnement », et il leur est parfois attribué le qualificatif de « réseaux verts ». Selon la division HVDC de Siemens, le coût du transport de l’électricité serait plus faible avec des lignes DC à partir d’une certaine distance (entre 500 et 800 km aujourd’hui).

Coûts comparés des lignes de transmission en courant continu et en courant alternatif
Coûts comparés des lignes de transmission en courant continu et en courant alternatif


Emprises au sol des lignes DC et des lignes AC
Emprises au sol des lignes DC et des lignes AC


Le recours au transport en courant continu à haute tension soulève un certain nombre de questions techniques, économiques et réglementaires.

Questions technico-économiques


  • État des lieux des stations de conversion (technologie, emprise au sol, coûts) ;
  • coûts des différentes solutions, adaptation au problème (sous-terrain, sous-marin, longue distance, etc.) ;
  • problèmes techniques d’intégration aux réseaux plus traditionnels ;
  • horizon prévisible de déploiement ;
  • positionnement des différents acteurs (Nexans, AlstomGrid, Siemens, etc.) ;
  • normalisation des équipements.


Questions liées à l’exploitation des réseaux


  • Intégration aux réseaux existants et transition vers les modèles « smart grids » ;
  • gestion de portions de réseau DC compte tenu des impératifs de maintien de la tension, de la stabilité du réseau, de la gestion des incidents, etc. ;
  • équation économique ;
  • problèmes juridiques (exemple de la mer du Nord) ;
  • coordination de l’exploitation entre les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité (GRT) ;
  • harmonisation du cadre de régulation ;
  • acceptabilité du public.
Par ailleurs, la découverte à la fin des années 1980 d’une classe de matériaux supraconducteurs à des températures de plus en plus élevées a ouvert de nouvelles perspectives et relancé la quête de la supraconductivité à température ambiante. Ces câbles, sans aucune résistance interne, permettent de transporter de plus grandes puissances, sans pertes par effet Joule. Ils doivent être maintenus à des températures très basses (de l’ordre de - 140 °C) mais aujourd’hui atteignables car elles dépassent celles de l’azote liquide (- 196 °C), fluide suffisamment facile à produire et à faire circuler dans ces câbles pour laisser entrevoir la rentabilité économique. Ces câbles peuvent, de plus, être facilement enterrés (mais ils semblent moins bien adaptés au transport sous-marin). Ils se déroulent comme du câble traditionnel. Les connexions avec les parties classiques du réseau nécessitent néanmoins encore des études.

Les câbles avec circulation d’azote liquide permettent aujourd’hui la supraconductivité
Les câbles avec circulation d’azote liquide permettent aujourd’hui la supraconductivité


Le transport en AC continue d’évoluer de son côté et des câbles à âme en carbone (HTLS, High Temperature Low Sag) sont à l’étude. Ils présenteraient le double avantage d’offrir une meilleure capacité pour une puissance identique transportée et, étant plus légers, d’avoir une flèche plus réduite, donc de ne nécessiter que la moitié des pylônes généralement nécessaires (un pylône tous les 1 000 m au lieu de tous les 500 m).

Les lignes à isolation gazeuse (LIG) sont issues de la technologie des postes sous enveloppe métallique, une technologie qui est aujourd’hui largement éprouvée. Elles sont essentiellement constituées de tubes métalliques contenant des conducteurs soutenus par des isolateurs de support. L’isolation est assurée par un gaz (ou un mélange, généralement de l’hexafluorure de soufre, SF6) sous pression. Grâce à leurs caractéristiques physiques intrinsèques, les LIG peuvent devenir une alternative plausible aux lignes aériennes sur des longueurs qui restent toutefois réduites en raison de nombreuses contraintes, dont le coût. Celui de l’installation d’une LIG est estimé aujourd’hui à 9 fois celui d’une ligne aérienne (chiffre annoncé lors du débat public sur la ligne Maine-Cotentin). L’utilisation de ces lignes n’est pas complètement neutre pour l’environnement, s’agissant d’une technologie en tranchée (l’emprise est d’environ 15 mètres de large et doit rester dégagée). La dissipation thermique sous terre est également à prendre en compte, ainsi que certaines caractéristiques intéressant la gestion du réseau (présence de courants induits, dits « courants capacitifs », et impédance trois fois moindre que celle des lignes aériennes).

Les postes électriques haute tension (> 50 kilovolts) sont des éléments clés du réseau d’acheminement de l’énergie électrique servant à transformer la tension et aiguiller le courant. Dans les postes sous enveloppe métallique, dits également « postes blindés », l’isolation des conducteurs est assurée en les enfermant dans des enveloppes métalliques (généralement en alliage d’aluminium ou en acier) remplies de gaz sous pression (SF6 le plus souvent). Ces derniers présentent des avantages en termes de compacité (emprise au sol) et de fiabilité, ainsi que des besoins de maintenance réduits par rapport aux postes conventionnels où l’isolation est assurée par l’air ambiant, moins isolant que le SF6.