Postes de transformation et lignes de transport d'électricité : notions de base — Interprétation de la haute tension, des relais de protection et du courant continu haute tension à travers le comportement du réseau

Quand on lève les yeux vers un pylône de transport d'électricité, on a l'impression que le courant circule à sens unique, de la centrale électrique au domicile. En réalité, les sous-stations surveillent en permanence la tension, les phases et les courants de défaut, isolant uniquement la section qui en a besoin tout en maintenant l'équilibre entre production et consommation. Une sous-station n'est pas « un boîtier qui modifie la tension » ; c'est un nœud de réseau qui reconfigure en toute sécurité le flux d'énergie.

Poste de transformation à très haute tension

Image : Switchyard de sous-station électrique de 750 kV (Novoklimov, CC BY 4.0), Wikimedia Commons. Un poste de transformation représentatif, et non une affirmation concernant un poste japonais en particulier.

Version courte (30 secondes)

• Pour transporter la même puissance active P, l'augmentation de la tension V diminue le courant I=P/(\sqrt{3}V\cos\phi), ce qui réduit les pertes par effet Joule dans la ligne de transport I^2R.

• Un transformateur échange tension et courant sans modifier la fréquence. Les transformateurs élévateurs dans les centrales électriques et les transformateurs abaisseurs près des points de consommation divisent le réseau en plusieurs niveaux de tension.

• Les disjoncteurs coupent le courant de défaut en quelques millisecondes ; les sectionneurs isolent les équipements uniquement lorsque le courant est nul. Un mauvais réglage des relais de protection peut entraîner une propagation excessive du défaut ou l'arrêt inutile d'équipements non affectés.

• Le transport en courant alternatif (CCA) s'intègre parfaitement au réseau synchrone existant. Pour les longues distances, les câbles sous-marins et les interconnexions asynchrones, le transport CCCA avec convertisseurs de puissance devient avantageux. Les sous-stations numériques transmettent les données de courant et de tension sous forme de valeurs échantillonnées via la fibre optique. La cybersécurité et la synchronisation temporelle deviennent tout aussi importantes que la conception traditionnelle de l'isolation.

1. Une sous-station est le point névralgique du réseau électrique.

Entre une centrale électrique et un client, il existe généralement une hiérarchie de niveaux de tension, comme ceci (les valeurs varient selon le pays et le réseau) :

Generator  11–30 kV
   │ Step-up transformer
Trunk transmission  154–500 kV ───── Long-distance transmission line ─────
   │ Transmission substation (switching, protection, reactive-power compensation)
Regional grid  66–154 kV
   │ Distribution substation
Distribution line    6.6–22 kV
   │ Pole-mounted transformer / service equipment
Customer    100/200 V, 400 V, factory high-voltage service

Une sous-station abrite des barres omnibus qui coupent l'alimentation, des disjoncteurs et des sectionneurs qui commutent les circuits, des transformateurs de mesure qui évaluent la tension et le courant, des parafoudres qui protègent contre les surtensions dues à la foudre, des relais de protection qui détectent les défauts et des équipements de contrôle et de communication. Comme le flux d'énergie peut être basculé vers une autre ligne de transport ou qu'une section de maintenance peut être mise hors tension, la fiabilité du réseau varie en fonction de la configuration de la sous-station, même à capacité de production égale.

Figure 1 — Un poste de transformation vu à travers un schéma unifilaire. Les conducteurs triphasés sont représentés par une seule ligne, chaque circuit étant équipé d'un dispositif de détection de défaut (relais) et d'un disjoncteur.

2. Pourquoi transporter de l'énergie à haute tension ?

Pour le transport de puissance active en courant alternatif triphasé (P), la tension entre phases (V_{LL}), le courant de ligne (I) et le facteur de puissance (\cos\phi) sont liés par :

(

ce qui donne :

(

Par exemple, avec un facteur de puissance de 1, une résistance (R=0.2\ \Omega) par phase et une puissance transportée de 100 MW : à 66 kV, le courant est d'environ 875 A, et à 275 kV, d'environ 210 A. Les pertes par effet Joule étant proportionnelles au carré du courant, le calcul idéal donne une réduction d'environ dix-sept fois. En pratique, l'effet corona, l'isolation, les pertes du transformateur et la charge mécanique du pylône fixent la limite supérieure de tension.

L'augmentation de la tension n'augmente pas la puissance en soi. Elle permet de réduire le courant, augmentant ainsi la puissance admissible sur la ligne de transport, jusqu'à sa limite thermique. Si les transformateurs restent indispensables au transport en courant alternatif, c'est parce que l'induction électromagnétique permet un rendement élevé de cet échange de tension.

3. Interpréter un transformateur comme un « multiplicateur de flux »

Pour un transformateur idéal, le rapport de transformation et le rapport de tension sont liés comme suit :

L'application d'une tension alternative génère un flux dans le noyau, induisant une tension de même fréquence dans l'enroulement secondaire. En courant continu, le flux se sature dans un sens ; un transformateur ordinaire ne peut donc pas convertir directement une tension continue.

Les transformateurs de grande capacité sont conçus en tenant compte des pertes par effet Joule (résistance des enroulements), des pertes fer (hystérésis et pertes par courants de Foucault), de la réactance de fuite et de la capacité de refroidissement. Les transformateurs immergés font circuler de l'huile isolante pour transporter la chaleur vers le radiateur, et l'analyse des gaz dissous (AGD) surveille les signes de surchauffe ou de décharge. Un changeur de prises en charge (CPC) modifie le rapport de transformation sans interrompre la charge, maintenant ainsi une tension de distribution stable.

L'impédance de court-circuit d'un transformateur atténue le courant de défaut, mais augmente la chute de tension en fonctionnement normal. Augmenter la capacité du transformateur réduit les pertes, mais accroît le courant de défaut, qui peut dépasser le calibre du disjoncteur. La difficulté pratique réside dans le fait qu'il est impossible d'optimiser un équipement isolément ; la décision doit être prise en tenant compte de la capacité de court-circuit du réseau et de la coordination des protections.

4. Comment les disjoncteurs, les sectionneurs et les barres omnibus se répartissent le travail

Disjoncteurs (DI)

Un disjoncteur interrompt en toute sécurité non seulement le courant normal, mais aussi le courant de défaut. À haute tension, la simple ouverture des contacts ne suffit pas à éteindre l'arc électrique ; c'est pourquoi des agents d'extinction d'arc — gaz SF₆, vide, air — sont associés à des mécanismes de déclenchement rapides. Les développements actuels s'orientent vers la réduction de l'utilisation du SF6 (_6) pour des raisons environnementales, grâce aux disjoncteurs à vide et aux mélanges gazeux alternatifs.

Sectionneurs (DS)

Un sectionneur crée un isolement visuellement confirmé, mettant l'équipement dans un état sur lequel le personnel de maintenance peut intervenir en toute sécurité. Il ne peut pas interrompre le courant de charge ; un disjoncteur doit donc toujours couper le courant en premier. Les interverrouillages constituent le dernier niveau de sécurité contre les manœuvres dans le mauvais ordre.

Barres omnibus et configurations de commutation

Une barre omnibus unique est économique, mais un défaut sur une barre omnibus met hors tension tous les circuits. Le choix entre les barres omnibus doubles, les disjoncteurs de couplage, le schéma à un disjoncteur et demi et les appareillages de commutation isolés au gaz (GIS) repose sur un compromis entre le coût de l'équipement, l'encombrement, la facilité de maintenance et l'impact des défauts. En zone urbaine, les GIS, qui isolent l'équipement dans un gaz, sont privilégiés pour gagner de la place ; dans les postes extérieurs de banlieue, les appareillages isolés à l'air (AIS) sont plus faciles à entretenir.

5. Relais de protection : un algorithme de détection de défauts

Un relais de protection reçoit le courant et la tension des TC (transformateurs de courant) et des TP (transformateurs de tension) et estime le type et l’emplacement d’un défaut. Éléments représentatifs :

Le relais de distance d'une ligne de transport mesure l'impédance jusqu'au point de défaut comme suit :

L'impédance de la ligne étant approximativement proportionnelle à la distance, le disjoncteur se déclenche lorsque Z_{app} se situe dans une zone configurée. Cependant, la conception doit éviter toute erreur d'appréciation de l'« empiètement de charge », lorsque l'impédance de la charge sous fort flux de puissance empiète sur la zone de protection, ainsi que le décalage d'impédance causé par les condensateurs en série.

Le temps entre la détection du défaut et l'ouverture du disjoncteur est la somme du temps de calcul du relais, de la communication et du fonctionnement mécanique du disjoncteur. Les protections rapides visent des temps de déclenchement de l'ordre de la dizaine de millisecondes, bien qu'un délai soit parfois délibérément prévu pour une coordination de déclenchement sélectif avec les systèmes en aval. La fiabilité ne se résume pas à la vitesse ; elle repose également sur la « sélectivité », c'est-à-dire la préservation des circuits sains.

6. Aspects électriques et mécaniques d'une ligne de transport d'énergie

Une ligne de transport d'énergie est un circuit distribué présentant une résistance (R), une inductance (L), une capacité (C) et une conductance de fuite (G). Une ligne courte peut être assimilée à une impédance série, mais sur plusieurs centaines de kilomètres, il est nécessaire de prendre en compte les ondes progressives et les réflexions, ainsi que l'élévation de tension à l'extrémité réceptrice, appelée effet Ferranti. Dans ce cas, en faible charge, la capacité de la ligne fournit de la puissance réactive et la tension à l'extrémité réceptrice dépasse la tension à l'extrémité émettrice.

Une expression simplifiée de la puissance transportable est :

déterminée par la tension côté générateur E, la tension côté récepteur V, la réactance de la ligne X et l'angle de puissance \delta entre les deux extrémités. À mesure que le flux de puissance augmente, \delta augmente également, approchant la limite de stabilité synchrone. Outre l'ajout de lignes de transport, la compensation série, les STATCOM, les compensateurs synchrones et la régulation du flux de puissance HVDC permettent de dégager des marges de sécurité.

Du point de vue mécanique, la flèche des conducteurs, les charges dues au vent et au givre, l'allongement thermique et la capacité portante du pylône doivent être pris en compte simultanément. Lorsque la température des conducteurs augmente, la flèche s'accroît et la garde au sol diminue. C'est pourquoi le calcul dynamique du courant admissible (DLR), qui s'effectue dynamiquement à partir de données météorologiques, est de plus en plus utilisé. L'idée est de mesurer la température, la vitesse du vent et les vibrations à l'aide de capteurs et d'adapter la capacité de transmission par mesure de sécurité.

7. CVC ou CCHT : lequel choisir ?

CVC (Courant alternatif haute tension)

La tension du courant alternatif peut être facilement modifiée à l'aide d'un transformateur et il se connecte aisément au réseau synchrone existant. Comme plusieurs générateurs et charges se synchronisent à la même fréquence, ils partagent également l'inertie en cas de défaut. En revanche, la puissance réactive et la stabilité limitent les longues distances, et le courant de charge limite les câbles sous-marins.

CCHT (Courant continu haute tension)

Le CCHT convertit le courant alternatif en courant continu via un convertisseur, puis de nouveau en courant alternatif aux extrémités d'émission et de réception. Le courant continu présente moins d'effet de peau et de problèmes de puissance réactive, et au-delà d'une certaine distance, il devient avantageux pour réduire les pertes sur les longues lignes aériennes et les câbles sous-marins. Il permet également de connecter des réseaux de fréquences différentes ou de réaliser des interconnexions asynchrones qui transfèrent de l'énergie sans synchroniser deux réseaux.

Les convertisseurs LCC conventionnels (à thyristors) gèrent les fortes puissances avec un rendement élevé, mais nécessitent de la puissance réactive côté AC et sont limités sur les réseaux faibles. Les convertisseurs VSC (à source de tension utilisant des dispositifs à commutation automatique comme les IGBT) contrôlent la puissance réactive et active indépendamment et sont plus faciles à mettre en œuvre dans l'éolien offshore et les réseaux DC multi-terminaux. Les défis incluent le coût des convertisseurs, la rapidité des disjoncteurs DC pour interrompre le courant de défaut DC et l'interaction des systèmes de contrôle.

8. Postes numériques et cybersécurité

Dans les postes numériques basés sur la norme CEI 61850, les unités de fusion échantillonnent les signaux analogiques des TC/TP et les distribuent sous forme de valeurs échantillonnées (SV) sur un réseau de fibres optiques. L'état des appareillages et les signaux de déclenchement sont partagés via des messages GOOSE. La réduction du câblage en cuivre allège la charge et facilite la reconfiguration de la logique de protection par logiciel.

En revanche, les défauts de réseau et la dérive temporelle affectent directement le fonctionnement de la protection. Cela nécessite la combinaison de la synchronisation temporelle (IEEE 1588 PTP), des anneaux redondants, des communications authentifiées, de la gestion des modifications des fichiers de configuration et de la protection des terminaux par liste blanche. La numérisation ne se résume pas à un simple ajout de technologies de l'information ; il s'agit d'une modification de conception qui élargit les sources de défaillance, passant du bruit électromagnétique au délai de transmission des paquets et à l'usurpation d'identité.

9. État actuel des technologies et de la recherche

• Appareillage de commutation alternatif SF _6 : réduction des gaz à effet de serre grâce à l'utilisation de disjoncteurs à vide, d'air sec et de mélanges gazeux de CO _2. Évaluation basée sur la performance en cas de coupure, la durée de vie, la détection des fuites et la compatibilité avec les équipements existants.

• Convertisseurs de formation de réseau : onduleurs pour l'énergie solaire, les batteries et l'éolien offshore fonctionnant comme des sources de tension, assurant la fréquence et la tension sur les réseaux comportant moins de machines synchrones.

• Jumeaux numériques : intégration des modèles thermiques des transformateurs, des gaz dissous, du nombre de manœuvres des disjoncteurs et des données météorologiques des lignes de transport pour estimer la durée de vie restante. - Protection résiliente : en cas de brouillage GPS ou de perte de communication, une protection adaptative est mise en place, fonctionnant en toute sécurité grâce à des mesures locales, en complément d'une protection utilisant des mesures à grande échelle.

• Conducteurs supraconducteurs et haute température : ils offrent un potentiel d'augmentation de la capacité de transport sur la même emprise, mais les équipements de refroidissement et la dissipation d'énergie lors d'un défaut constituent des obstacles à leur utilisation pratique.

Lors de l'interprétation des résultats de recherche, il est important de vérifier non seulement le rendement de conversion, mais aussi le temps de fonctionnement de la protection, le comportement en court-circuit, le cycle de maintenance et le comportement de sécurité en cas de coupure de communication. Les sous-stations étant des infrastructures utilisées pendant des décennies, les résultats des tests actuels doivent être évalués en tenant compte de la disponibilité future des composants et des révisions des normes.

Conclusion : une sous-station révèle la philosophie de conception du réseau

Les principes fondamentaux du transport d'électricité consistent à réduire le courant et les pertes grâce à une tension plus élevée, mais la fiabilité réelle dépend de la configuration de commutation de la sous-station, de la sélectivité des relais de protection, de la stabilité des lignes de transport et de la conception des communications et de la maintenance. Systèmes de chauffage, ventilation et climatisation (CVC) et systèmes de transport d'énergie en courant continu (CCVC), systèmes d'alimentation automatique (SAA) et systèmes de transport d'énergie par satellite (STS), systèmes à barre unique et à double barre : chaque choix est justifié par des facteurs liés à l'emplacement, au coût et à l'impact des défauts.

Lors de l'examen d'un équipement, il est utile de vérifier les quatre points suivants dans l'ordre :

1. Quel niveau de tension et quel sens de flux de puissance cet équipement gère-t-il ?

2. En cas de défaut, que mesure-t-il, en combien de millisecondes, et quel circuit isole-t-il ?

3. Quel est le goulot d'étranglement : la puissance réactive, la capacité de court-circuit ou l'angle de puissance ?

4. Comment est-il préparé aux pertes de communication, aux cyberattaques, aux conditions météorologiques extrêmes et à la dégradation des composants ?

Grâce à cette analyse, vous pouvez aller au-delà des indications de la plaque signalétique d'un transformateur ou de la tension nominale d'un pylône et comprendre l'intention de conception d'un réseau destiné à intégrer les énergies renouvelables et les batteries.