La plupart des non-spécialistes des réseau électrique considèrent les problème d’alimentation électrique uniquement en terme de puissance nécessaire. Si la puissance fournie est la bonne, cela suffit !
Il y a déjà un énorme problème dans les calculs réalisés habituellement qui est de considérer qu’il suffit que la puissance moyenne fournie corresponde à la puissance moyenne consommée. En réalité, si à tout instant la puissance disponible n’est pas égal à la puissance consommée, le résultat en terme vulgaire est une panne de courant, qui peut impacter une zone importante. Et avoir un peu plus tard à disposition plus de courant qu’il n’en faut ne résout rien.
Il y a un autre problème, encore plus subtil, le fait que sur un courant alternatif la consommation est à la fois une question de puissance active, mais aussi de puissance réactive.
Quelques bouquins sur le sujet :
– Reactive Power Management of Power Networks with Wind Generation chez Springer en direct
– An Introduction to Reactive Power Control and Voltage Stability in Power Transmission Systems
– Electrical Power System Essentials – gbooks
Il semble que l’Allemagne a desrègles à ce sujet :
reactive power must be provided to stabilize grid frequency and voltage (something wind turbines and solar arrays are already required to do in Germany)
Or la plupart des systèmes mis en place autour des renouvelables gèrent très mal cela, quelques explications de la part de « anyone » sur fr.soc.environnement:
Pour rester en charte, je dirai que c’est un des points (la tension et son réglage) sur lesquels Négawatt s’est planté en n’en tenant pas compte. L’autre point est le problème de stabilité du réseau (maintenir tous les groupes synchrones).
La tension et la stabilité sont deux notions difficile à acquérir et a maitriser. L’art du réglage de la tension se transmet par l’apprentissage du métier, pas dans les écoles.
Je vais essayer de dégrossir le sujet et ne pas trop rentre dans les détails techniques pour ne pas risquer encore des remarques.
Tu as bien senti le problème en parlant de distance, mais il ne s’agit pas de distance physique mais de distance électrique, c’est à dire l’impédance de liaison entre le point du réseau qui règle la tension et le point de la consommation. Cette distance électrique n’est pas évidente à déterminer puisqu’elle dépend de la structure du réseau dont le schéma peut changer à tout moment, soit sur manœuvre soit sur incident.
Contrairement à ce qu’on apprend à l’école, sur un réseau de transport quand le tension baisse, la puissance ne baisse pas mais c’est le courant qui augmente. C’est une hypothèse souvent oubliée pas les jeunes ingés pleins d’idées
Ceci est du aux régleurs en charge des transfos ( google).
Par ailleurs, il faut savoir qu’une ligne électrique, ce n’est pas simplement des fils avec une résistance. En schéma équivalent monophasé, c’est une self en série avec une résistance et un condensateur par rapport à la terre.
Si tu mets sous tension une ligne par seulement une extrémité, tu mets en service un condensateur. Ce condensateur fait remonter la tension.
Quand tu fermes l’autre extrémité, un courant s’établit et le terme -Lwi ( w=oméga) commence à grandir. La ligne fourni toujours du réactif puisque le terme u²/Cw l’emporte. Si tu charges la ligne jusqu’au point ou lwi = u²/cw , tu seras à la puissance caractéristique de la ligne, point où elle ne génère ni n’absorbe de réactif. Au delà de la puissance caractéristique, le ligne devient selfique et absorbe du réactif. Sans production locale de réactif, la tension à l’extrémité de la ligne baisse. Comme la puissance est constante, le fait que la tension baisse entraine une augmentation du courant, augmentation de courant demandant à nouveau du réactif pour maintenir la tension. Si le réactif absorbé par le ligne n’est pas compensé, la baisse de tension va continuer jusqu’à un point appelé « tension critique » où le réseau s’écroule en tension, écroulement qu’il est quasiment impossible à rattraper! ( on a retrouvé le réseau 400 kV à 105 kV en Bretagne.Là, il n’y a plus rien à sauver, il faut mettre hors tension et tenter de repartir).
Voilà pour la théorie (simplifiée).
Alors quelle est la distance maximale entre tes deux points? Ben, ça dépend:
– de la structure du réseau, de la nature et du niveau de tension des lignes,
– de la charge de la ligne ( sur un réseau les transits se superposent).
– des moyens de production locaux de réactif, tant du coté générateur que du coté charge.
Donc, pour répondre à ta question, il faut faire une étude relativement complexe, puisque qu’il faut envisager toutes les hypothèses de fonctionnement du réseau (été, hiver, avaries ou entretien d’ouvrages).
Ce problème est complexe d’autant qu’on ne sait prévoir le réactif que de façon approximative. Sur un réseau, la gestion du réactif est aussi importante que celle de l’actif.
C’est sur ce point fondamental que je diverge avec les gens de Négawatt qui n’ont fait les compte qu’en actif (dans l’hypothèse du courant continu dit-on dans les modèles). Et tant que ce point ne sera pas pris en compte par les ENR, elles seront forcément limités sur le réseau puisque les générateurs ne sont pas réglables en réactif (ce n’est pas le seul point).
Une autre petite couche de Anyone :
Les machines tournantes synchrones ont des propriétés et des possibilité de réglage de la tension et de rester au synchronisme que les production renouvelables ne possèdent pas.
problèmes de régulation et d’énergie cinétique inexistante coté éolien et PV.
Nouveau complément d’Anyone sur les 93% au Portugal :
la PCC minimale doit dimensionnée en fonction des utilisateurs les plus contraignants: trains, broyeurs de cimenteries, fours à arc industriels.
Si cette PCC n’est pas suffisante, il y aura des variations de tension (entre autres) qui lui péteront son alim de PC (voir plus si affinité…)
– l’Espagne (et l’Europe) assure les services système
– le MVar à qui est-ce facturé ? parce que ma connaissance il n’y a pas d’éolienne synchrone
– Le MVar n’est pas facturé en tant que tel. Ce qui est rémunéré c’est le
service « réglage de la tension ». Donc les producteurs qui fournissent et
absorbent du réactif touchent une « prime ». Ce service implique
l’obligation de participer au réglage secondaire de tension (RST ou RSCT
en France).
A l’image des bonus malus, il serait intelligent que ceux qui ne
participent pas au réglage de la tension soient pénalisés. Seulement,
l’éolien n’est déjà pas rentable et cela ne ferai que renchérir les couts.
La question se posera le jour où il faudra démarrer un groupe plus cher
que le marginal pour assurer la disponibilité de réactif.
Passer de 75% a 50% de nucléaire en 2015
– une hypothèse de croissance de la consommation de 2% en moyenne, en 14 ans l’augmentation de la consommation est de 29%.
– supposez en écrivant cela que le réseau de transport est de capacité infinie, qu’il n’y a pas de perte de transport ( pourtant presque doublées pour l’éolien par rapport au nucléaire)
– moments clés en hiver c’est 7h-12h, 18-20h30 et l’enclenchement des
heures creuses
– un nuage sur Paris, c’est 300 à 350 MW en plus
– C’est le nucléaire qui « monte » ou « descend » le plus vite ( si on exclu les TAG à cout exorbitant et à puissance limitée)
– si vous demandez a un groupe charbon de passer de Pcmin à PC0max, l’opérateur va vous répondre qu’il doit devoir démarrer deux broyeurs et les réchauffer ce qui va prendre du temps.
– Par ailleurs, les contraintes de dilatation des chaudières classiques limitent les vitesses de montée en puissance.
– La longueur d’une chaudière d’un groupe 700 MWe varie de 60 cm entre l’état froid et l’état chaud. Il faut etre gentil avec les soudures et y aller doucement.
En complément depuis un site critiques des éoliennes :
Groupe d’information sur les éoliennes – Le transport du courant électrique
– les éoliennes ne comptent pas leur consommation d’électricité et leurs pertes jusqu’à la connexion au réseau dans le calcul de leur puissance et de leur coefficient de charge
– Le prix d’une ligne transportant 2 GW sur 1000 km est de l’ordre de 1 G€ sans compter les prix d’appropriation des terrains
– En pratique, on a rarement eu besoin de transports à très grande distance avant les grands projets de renouvelable et, en dessous de 300 km, les lignes très haute tension reviennent moins cher avec des voltages moins extrêmes : 440 kV ou 220 kV (chiffres pour la belgique, ceci dit en France une grande partie du territoire est proche d’une centrale nucléaire)
– Pour transmettre à grande distance, il faut des générateurs électriques capables de produire assez d’énergie réactive, ce que peuvent générer les grosses centrales thermiques et les centrales nucléaires mais pas les éoliennes actuelles ou les petites centrales de cogénération.
– Un dispositif qui permet de réguler la puissance réactive sur un nœud du réseau s’appelle un déphaseur. Il coûte 5 M€.
– Il faut, tout de même, ajouter des lignes HT si la puissance transportée dépasse la capacité des lignes existantes.
– le monopole du réseau est toujours responsable des incidents […] en définitive payées par les consommateurs d’électricité puisque les tarifs augmentent quand les monopoles ont des dépenses supplémentaire
– il s’avère maintenant que c’est l’éolien et non le nucléaire qui a besoin de plus de pylônes
– l’amortissement de lignes qui devraient être utilisées à leur capacité maximum mais seulement pendant 10 % du temps augmenterait sérieusement le prix de l’électricité.
– 1000 km, soit 10 fois plus loin que le trajet moyen en France (et 20 fois plus qu’en Belgique)
– Pertes sur le Réseau Public de Transport : taux de pertes sont compris entre 2 et 3,5% […]. En moyenne, le taux s’établit à 2,5%
Mobilisation des moyens de réserve Allemands sur l’hiver 2011 :
Romandie – Electricité: l’Allemagne a recours à ses capacités de réserve
– activation du générateur de réserve d’une centrale au charbon à Mannheim (sud)
– deux autres unités de réserve en Autriche
– des difficultés d’approvisionnement en gaz russe ont fait s’envoler la demande et pénalisé la production
– réacteur d’une centrale au gaz à Karlsruhe (sud), non loin de Mannheim, a dû être éteint, faute de gaz russe pour l’alimenter
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