Chapitre II
organisation du transport de l’énergie électrique
Chapitre II
Organisation du transport de l’énergie
électrique
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organisation du transport de l’énergie électrique
Chapitre II
II organisation du transport de l’énergie électrique
II.1 Introduction
Une ligne de transmission électrique a quatre paramètres, à savoir la résistance, inductance,
capacité et la conductance shunt. Ces derniers sont répartis uniformément sur toute la ligne. Les
paramètres des lignes sont connus en tant que paramètres distribué, mais peuvent être regroupées
en vue de l'analyse sur base approximatives. Ces paramètres conjointement avec le courant de
charge et le facteur de puissance déterminent les performances électriques de la ligne .La
performance à long terme comprend le calcul de la tension de fin, courant de la fin, de facteur de
puissance de la fin, la perte de puissance dans la ligne, l'efficacité de la transmission, la
réglementation et les limites de débit de puissance pendant l'état d'équilibre et de l'état transitoire.
II.2 Les lignes de transport
Fig. II.1 : Schéma monophasé équivalent en (π)
Ligne aérienne, la résistance est très inférieure à la réactance, ce phénomène est appelé effet
FERANNTI.
II.2.1 Régime de fonctionnement en charge :
U 1 = (r + jlw )I + (R + jLW )I +U 2
II.1
Soit
U 1 = (r + R )I + J (lw + LW )I +U 2
II.2
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Chapitre II
Si l'intensité appelée I augmente le terme(r+R).I et j(lw+LW)I augmentent donc U2. Pour y
remédier, soit demander aux groupes de fournir plus de réactif soit insérer les batteries de
condensateurs dans le réseau ou bien les deux à la fois. L'ajout de la batterie de condensateur
diminue le vecteur jlw inductif puisqu'elle impose un vecteur capacitif -j/cw opposé au vecteur
inductif ce qui augmente le vecteur U2.
II.2.2 Les lignes aériennes
Une ligne aérienne haute tension compte en général 3 câbles électriques les uns à côté des autres.
Lorsqu'une ligne est composée de 6 câbles, il s'agit en fait de 2 lignes différentes (3 câbles par
ligne).
Un câble supplémentaire, appelé câble de garde est généralement disposé au-dessus de la ligne de
transport et la protège de la foudre.
Fig. II.2 : Schéma électrique d’une ligne
Une portion de ligne électrique peut être représentée par le quadripôle :
Fig. II.3 : schéma sous forme quadripôle
La résistance linéique (par unité de longueur) R du conducteur est représentée par une résistance
série (exprimée en ohms par unité de longueur). L'inductance linéique L est représentée par
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une self (Henry par unité de longueur). La capacité linéique C entre les 2 conducteurs est
représentée par un condensateur C shunt (Farad par unité de longueur).
La conductance linéique G du milieu diélectrique séparant les 2 conducteurs est représentée par
une résistance shunt (Siemens par unité de longueur). La résistance dans ce modèle a une valeur
de 1/G ohms.
On définit la tension en tout point éloigné d'une distance x du début de la ligne et à tout instant t,
les équations s'écrivent :
 2U
 2U
U
(
x
,
t
)
=
LC
(x , t ) + (RC + GL )
(x , t ) + GRU(x, t)
2
2
x
t
x
2I
 2I
I
(
x
,
t
)
=
LC
(x , t ) + (RC + GL )
(x , t ) + GRI(x, t)
2
2
x
t
x
II.3
Soit
 2U
 2U
U
(
x
,
t
)
=
LC
(x , t ) + (RC + GL )
(x , t ) + GRU(x, t)
2
2
x
t
x
2I
 2I
I
(
x
,
t
)
=
LC
(x , t ) + (RC + GL )
(x , t ) + GRI(x, t)
2
2
x
t
x
II.4
II.2.3 Résistance de la ligne :
La résistance d'un conducteur filiforme s'écrit :
RT = R10 (1 + 0.04(T c − 20c0 ))( / k m )
l
R10 =  . =
s
ρ

d2
k (
n)
4
 / km
II.5
Résistivité des matériaux utilisés pour les lignes (Ω.m), n nombre de brins dans le
conducteur. d diamètre de chaque brin (mm), k facteur donné par le constructeur, R10=9.44
(Ω/km). [3]
Afin de limiter les pertes par effet Joule, il faut que la résistance soit la plus faible possible. La
longueur de la ligne étant imposée, on ne peut jouer que sur la résistivité ρ du matériau du
conducteur et sur sa section. Le cuivre, dont la résistivité vaut 1,72 x 10-8 Ω∙m, remplacé par un
ensemble aluminium-acier ou des alliages aluminium, magnésium et silicium dont la résistivité
est de l’ordre de 3 x 10-8 Ω∙m. [3]
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Chapitre II
II.2.4 Impédance caractéristique :
L’impédance caractéristique de la ligne sera alors calculée par la relation :
Z0 =
r0 + jx 0
g 0 + jb0
II.6
La résistance r0 et la conductance g0 peuvent être négligées dans les lignes longues par ce que r 0 <<
x0 et g0 << b0 donc :
Z0 =
x0
b0
II.7
II.2.5 Schéma équivalent de longue ligne (Susceptance de la ligne):
La Susceptance de la ligne due à l’effet capacitive entre chaque phase et la terre est déterminée
par l’expression. Avec les quatre paramètres, qui caractérisent la ligne, on peut représenter cette
dernière par un quadripôle. Pour les longues lignes, on utilise le plus souvent le schéma en π qui
montre ci-dessous :
Fig. II.4 : Schéma équivalent de la ligne (en π)
II.2.6 Calcul de la l’impédance et de l’admittance des longues lignes :
Dans les longues lignes, la notion d’approximation, du fait que le courant n’est pas constant
tout au long de la ligne, les circuits dans ce cas sont considérés comme des circuits à constantes
uniformément reparties, ainsi chaque élément de la ligne doit être affecté d’une impédance et
d’une admittance.
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Chapitre II
Fig. II.5 : Schéma équivalent d’un réseau électrique
•
Les conducteurs
Les conducteurs ont pour rôle de véhiculer l’énergie électrique ; ils peuvent être
aériens ou souterrains (et parfois sous-marins). Les conducteurs aériens sont soumis à
l'action des facteurs atmosphériques : température, vent, pluie, verglas… De nos jours
les matériaux les plus utilisés dans la production des câbles sont : l’aluminium, le
cuivre, l’acier.
Tableau II.1 : Propriétés des matériaux conducteurs les plus utilisés [1]
Propriétés
Cuivre
Aluminium
Acier
Résistivité à 20°C (10-8 Ω.m)
1,72
2,8
~15
Masse volumique (kg.m-3)
8 890
2 700
7 800
150 à 190
1410 à 1450
Contrainte de Rupture à la traction (Mpa) 380 à 450
Fig. II.6 : Câble en cuivre nu, Conducteur en aluminium
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Chapitre II
Le cuivre a une faible résistivité et il peut aussi tenir lors des chocs auxquels sont
soumis les câbles. Aluminium devient ainsi le 2e meilleur matériau pour les câbles dans
le domaine des lignes électriques mais sa contrainte de rupture reste trop faible. Afin
d’augmenter sa dureté et sa résistance mécanique l’aluminium a été traité et associé à
d’autres métaux pour obtenir: l’aluminium écroui dur, Aluminium recuit et les alliages
(Aluminium-Acier, Almélec).
Tableau II.2 : Caractéristiques des différents alliages en aluminium [1]
Résistivité à 20°C (10-8
Matériaux
Contrainte de Rupture à
Ω.m)
la traction (Mpa)
Température
maximale
permanente (°C)
Aluminium
2,825
écroui dur
160 à
75
180
Almélec
3,26
315 à
75
325
Aluminium
2,92
59 à 97
250
recuit
•
Les isolateurs
Ils ont un rôle à la fois mécanique et électrique. Ils sont réalisés en verre, en céramique, ou en
matériau synthétique. Les isolateurs en verre ou céramique ont en général la forme d'un
empilement d'assiettes. Plus la tension de la ligne est élevée, plus le nombre d'assiettes est
important.
Caractéristiques des isolateurs :
a) Les grandeurs électriques les plus utiles pour définir un isolateur sont :
❖ la tension tenue spécifiée au choc à sec
❖ la tension tenue spécifiée à fréquence industrielle sous pluie
❖ en outre la tension tenue sous pollution est une valeur déterminante pour le choix de
l'isolateur
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b) Les grandeurs mécaniques pour définir le choix d’une chaîne d’isolateurs sont :
❖ La résistance mécanique à la traction
❖ La résistance mécanique à la flexion
Fig. II.7 : Isolateurs de lignes aériennes
Tableau II.3 Type de ligne [1]
Type de
230/400
130/225
52/90
36/63
12/20
ligne
(420) kV
(245) kV
(100) kV
(72,5) kV
(24)kV
appellation
400 kV
225 kV
90 kV
63 kV
20 kV
Classification THT (HTB
HT (HTB
transport
transport
national)
régional)
Nombre
19
12à14
MT(HTA
9
4à6
230/400 V
400 V
BT
Distribu)
consommation
2 à3
1
d’isolateurs
•
Les pylônes
Les pylônes ont pour fonction de maintenir les câbles à une distance minimale de sécurité du
sol, afin d'assurer la sécurité des personnes et des installations situées au voisinage des lignes.
Leur forme, leur hauteur et leur robustesse, dépendent de leur environnement et des contraintes
mécaniques (terrain) auxquelles ils sont soumis. Leur silhouette est caractérisée par la
disposition des câbles conducteurs.
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Chapitre II
Fig. II.8 : Pylône d’alignement en treillis et pylône d’ancrage en treillis
Tableau des types de pylônes en fonction de leur position sur une ligne :
Tableau II.4 : Différents types de pylônes en fonction de leur rôle [1]
Pylône
T
Fonction
Alignement
Angle de déviation
0-2°
Angle faible
A
WAE
/ anti- cascade
Angle fort / arrêt
Chaînes d’isolateurs
Suspension
Ancrage
2-30° /0°
30-60° /0°
Ancrage
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Fig. II.9 : types de pylône a) silhouette sapin à deux systèmes, b) Pylône silhouette Danube à
deux systèmes, c) Pylône en portique à deux systèmes
Fig. II.10 : Différentes parties d’un pylône
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Chapitre II
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II.3 Dimensionnement des lignes hautes tension
Le dimensionnement de la ligne intervient particulièrement au niveau de l’étude mécanique.
Elles doivent être calculées minutieusement afin de garantir la stabilité des pylônes et par
conséquent la survie de la ligne, on retrouve :
✓ 𝐷𝑝𝑝:Distance minimale entre phase et phase en mètres.
✓ 𝐷𝑒𝑙: Distance minimale phase – terre en mètres.
✓ 𝑓𝑚𝑎𝑥: Flèche maximale c’est la distance maximale entre la hauteur d’accrochage du câble
au support et son niveau le plus bas sur la chaine en mètres
✓ 𝐿𝑖: Longueur de la chaîne de suspension en mètres
✓ 𝑃: Portée c’est la distance entre 2 supports en mètres
✓ 𝑃𝑣: Portée vent est la distance entre 2 milieux de 2 portées consécutives en mètres
✓ 𝑃𝑝: Portée poids est la distance entre 2 points les plus bas de 2 portée consécutives en
mètres
✓ Profil en long : représentation d’une coupe verticale suivant l’axe de la ligne
Les valeurs de 𝐷𝑝𝑝et 𝐷𝑒𝑙 sont données dans la norme NF EN 50341-1/A1 juillet 2009.
Fig. II. 11 : Schéma illustrant les différents types de portée
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Tableau II.5 : Définition des hypothèses [1]
Hypothèses
Définition
Température du
Vent (m/s)
Tension à respecter
câble °c
A
Condition de tous
les jours
Moyenne annuelle:
Nul
charge de
28
rupture garantie
(EDS)
B
15- 20% de la
Condition de vent
Moyenne annuelle:
Maximum:
maximum
28
36
40% de la charge de
rupture
garantie
C
E
Condition de
minimale: 12
0,6 fois le vent 40% de la charge de
température
maximum:
rupture
minimale
21,6
garantie
Condition de
Température
température
maximale du
maximale
conducteur: 70
Nul
II.4 Étude électrique
Faire l’étude électrique d’une ligne revient à choisir judicieusement ou à trouver les composantes
électriques de la ligne à savoir : le câble, les isolateurs, organes de protection.
✓ Faire le choix du matériau à utiliser et de la section de câble en fonction de la tension
de fonctionnement de la ligne ;
✓ Vérifier que la section de câble choisi peut supporter l’intensité de courant nominal In
que transite la ligne ;
✓ Vérifier que le câble pourra supporter courant de court-circuit Icc transmis par la ligne.
➢ Dimensionnement des isolateurs
Le dimensionnement des isolateurs dépend du matériau, du nombre d’assiettes, de la
zone où ils seront installés et de la longueur de fuite. Pour y arriver nous procèderons comme
suit :
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Chapitre II
✓ Faire un choix entre les différents matériaux qui constituent les isolateurs.
✓ Choisir en fonction des normes les caractéristiques des isolateurs et
déterminer le nombre d’assiettes.
✓ Calculer la Longueur de fuite.
➢ Organes de protection de la ligne : Il en existe 2 types à savoir :
- Organes de protection mécanique
- Organes de protection électrique
De tous les matériaux utilisés dans la réalisation des réseaux HTB sur l’almélec(AAAC) ou
Aster à cause de :
Sa résistance mécanique supérieure à celle de l’aluminium
Sa légèreté par rapport à l’alliage aluminium acier
Son coût bas par rapport à celui du cuivre
Tableau II.6 : Section de câbles en fonction du niveau de tension et de la zone de givre
extrait de la Norme NF EN 50182 [1]
Tension (kV) Givre léger ou inexistant Givre moyen
Givre lourd
Aster 228
Pastel 288
Pastel 299
Aster 366
Pastel 299
Pastel 412
Aster 570
Pastel 412
Pétunia 612
63 ou 90
Pétunia 612
Aster 570
225
2 Aster 570
Pétunia 612
Pétunia 612
2 Pétunia 612 2 Pétunia 612
ou 1 Aster 1600
400
2 Aster 570
2 Pétunia 612 2 Pétunia 612
3 Aster 570
2 Aster 1144
4 Aster 570 (1)
2 Aster 1600
2 Aster 1600
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Chapitre II
Sur une ligne HTB les principaux organes de coupure ou de protection se trouvent au niveau des
postes de transformation. Néanmoins sur la ligne on retrouve :
o Le câble de garde qui protège contre la foudre
o Les mises à la Terre qui permettent d’écouler facilement le courant de défaut à la
terre.
o Les cornes et raquettes au niveau de la chaine d’isolateurs qui servent les chaînes
d'isolateurs et le conducteur contre l'arc de puissance, Améliorer la distribution de
tension le long de la chaîne d'isolateurs,
Le calcul de l’intensité nominale se fait suivant la formule ci-dessous :
IN =
S
3.U
II.8
IN : Intensité nominale (A) ;S: Puissance Circulant dans le câble (VA) ; U: Tension
phase/phase (V)
D’après la norme NF EN 50183 la valeur de courant admissible par un câble Aster 228 s’élève à
: 𝟒𝟗𝟓𝑨.
On doit Vérifier que le câble pourra supporter le courant de court-circuit Icc transmis dans la
ligne sans qu’elle soit abîmé.
Pour un câble de section s𝑐 (mm2) il existe un courant de court-circuit 𝐼𝑐𝑐𝑚𝑎𝑥 fonction du temps
(𝑡(s)) de défaut et de la nature de l’âme du conducteur que celui-ci peut laisser passer sans être
détérioré. Cette intensité est donnée par la formule :
I cc max =
sc  a
t.
II.9
𝑎 = 55,07 𝑝𝑎𝑟𝑎𝑚è𝑡𝑟𝑒 𝑝𝑜𝑢𝑟 𝑎𝑙𝑢𝑚𝑖𝑛𝑖𝑢𝑚
•
Calcul de la Chute de tension :
∆𝑈 = √3 (𝑅T°𝐶𝐼𝑁 cos𝜑 + 𝑋𝐼𝑁 sin𝜑)
II.10
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Avec RT 0C = 1 +  ( ) RT  L
II.11
0
Par rapport à la tension de la ligne, la norme prévoit une chute de tension de : 8%
• Distances par rapport au sol
Tableau II.7 : Distance de sécurité des câbles par rapport à l’environnement L’arrêté
technique [1]
Distance d'après
Nature du surplomb
l'Arrêté technique en mètres
Terrains agricoles
6,5
Cours d'eau
3,5
Maisons, immeubles
4,0
Voies de circulations
8,5
Tableau II.8 : Formules des distances d’écart à respecter [1]
Horizontal entre phases c = k √ (fmax + Li) + 0,75 Dpp + Ef
Vertical entre phases
c = k √ (fmax + Li) + 0,75 Dpp
Phase à CDG
c = k √ (fmax + Li) + 0,75 Del
(T
f max
= W
8.P
)2
avec T : tension, poids apparent du conducteur
II.12
Le calcul du paramètre 𝑃 se fera donc en fonction des hypothèses, par conséquent les tensions
aussi diffèreront en fonction des différentes hypothèses.
L’équation du changement d’état est :
 m 2 2

m 2 2
T 23 +T 22 a 2 1 2 ES +  ES (2 − 1  = a 2 2 ES
24
 24T1

II.13
 : coeff. dilatation
E : module élasticité
S : section
: Diamètre du câble
: Poids linéaire du câble
a : Portée de la ligne
m=P0/w : P0 poids apparent du câble
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Chapitre II
II.5 Le courant continues
Historiquement, les premières liaisons étaient continues puisque la production et l’utilisation
l’étaient ! Très vite, l’alternatif s’est imposé pour pouvoir élever la tension en utilisant les
transformateurs.
Les progrès technologiques dans la fabrication et la mise en œuvre des semi-conducteurs à la fin
du XXème siècle ont rendu économiquement possible le transport d’énergie électrique sous
forme continue. Le principe utilisé est le suivant :
Bus de transport THT
(continu)
Réseau 2, 3Ph
Réseau 1, 3Ph
Redresseur
Onduleur
Stations de conversion
On parle actuellement de CCHT (Courant Continu en Haute Tension) et plus
internationalement d’HVDC. Lorsqu’il s’agit de raccorder de « petits » producteurs (type
éolien isolé par exemple) on parle d’HVDC Light.
•
Principes.
La structure classique d’une station de conversion est donnée ci-dessous. On y trouve deux
transformateurs triphasés dont les couplages sont différents, YD et YY ce qui permet d’obtenir
un système de 12 tensions décalées de Π/12.
La structure de base est unipolaire avec un retour qui
s’effectue par la terre (ou par la mer en cas de liaison
sous-marine).
Cette configuration n’utilise plus qu’un câble ce qui peut
être appréciable !!
30
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Plus généralement, on adopte une configuration
bipolaire. C’est le cas de la liaison IFA 2000 (pour :
Interconnexion France Angleterre 2000MVA
C’est aussi la configuration utilisée dans le cas d’une structure dite : « back to
back » où les deux stations de conversions sont situées dans le même lieu et où
la liaison continue est minimale.
31