Plan d`Adaptation Région wallonne 2006-2013 : annexe

Annexes
Région wallonne
31 janvier 2006
Version définitive
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A1
A2
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
“We are a team of
dedicated professionals,
accountable for keeping the
lights on, by serving our
customers and the community
in an efficient way”
Annexes
Région wallonne
31 janvier 2006
Version définitive
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A3
A4
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
T ABLE DES MATIERES
Annexe au chapitre 1 :
1.1
1.2
1.3
Méthodologie du développement
du réseau d’électricité
ROLE ET STRUCTURE DU RESEAU D’ELECTRICITE
9
1.1.1 Généralités
1.1.2 Le réseau de transport en Belgique
9
9
INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT
DU RESEAU D’ELECTRICITE
12
1.2.1 Incertitudes liées à la consommation et à sa localisation
1.2.2 Incertitudes liées à la production décentralisée
12
13
LES DEUX HORIZONS- CLES DU PLAN D’ADAPTATION
14
Annexe au chapitre 2 :
Evolution de la consommation
2.1
C ADRE MACROENERGETIQUE DE REFERENCE
2.2
MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR
18
19
2.2.1 Analyse des observations du passé
2.2.2 Prévisions «brutes» de consommation locale
2.2.3 Prévisions «finales» de consommation locale
23
24
24
Annexe au chapitre 4 :
4.2
15
CHAQUE CONSOMMATION LOCALE
Annexe au chapitre 3 : Evolution de la production
4.1
7
Critères de développement
du réseau de transport local
25
29
C RITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU DE TRANSPORT
LOCAL DANS LE CADRE DES METHODES CLASSIQUES
31
4.1.1 Description du modèle d’écoulement de charge sur
le réseau d’électricité
4.1.2 Méthodes de dimensionnement
4.1.3 Critères de développement
4.1.4 Infrastructure et équipements sta ndard
31
33
35
38
EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE
38
4.2.1 Evaluation économique
4.2.2 Evaluation environnementale
38
44
Annexe au chapitre 5 :
ANNEXES
Réseau de transport local
de référence 2006
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
49
A5
LISTES DES FIGURES ET TABLEAUX
Tableau 1.1 :Longueur géographique du réseau à haute tension belge
A10
Figure 1.2 : Schéma géographique du réseau belge à 380 kV
A10
Figure 2.1: Approche relative à l’élaboration
des prévisions de consommation
A17
Figure 2.7: Exemple de consommation locale
de distribution pour 4 jours types
A20
Figure 2.8: Exemple de consommation locale
industrielle pour 4 jours types
A20
Figure 2.9: Autre exemple de consommation locale
industrielle pour 4 jours types
A21
Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type
«four sidérurgique de nuit» pour 4 jours types
A21
A6
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Annexe au chapitre 1 :
Méthodologie du
développement
du réseau
d’électricité
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A7
A8
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
1.1 R OLE ET STRUCTURE DU RESEAU D’ELECTRICITE
1.1.1
GENERALITES
Les réseaux d’électricité ont été conçus à l’origine dans le but de veiller à :
• la fiabilité de la fourniture de l’énergie électrique : ainsi, les réseaux relient
entre elles toutes les unités de production et visent à assurer une fonction de
secours en cas de pannes et ou de défaillances;
• l’optimalisation de la disponibilité de l’énergie électrique aux consommateurs :
− Les réseaux permettent d’acheminer l’énergie produite par des sources
délocalisées (grands sites hydrauliques, centrales nucléaires, etc.) vers les
points de consommation.
− Les réseaux visent à assurer l’acheminement de l’énergie produite en masse
à un endroit défini par des machines raccordées en grande partie aux
niveaux de tensions supérieurs vers des consommateurs en général plus
disséminés sur un territoire donné et raccordés à des niveaux de tension
inférieurs.
− Les réseaux permettent de créer des synergies entre systèmes de production
différents, par exemple principalement hydraulique et thermique : l’énergie
hydraulique produite de façon massive dans les Alpes lors de la fonte des
neiges peut ainsi être importée. La production de centrales principalement
thermiques peut alors être réduite ou arrêtée.
Avec la libéralisation du secteur électrique, le réseau vise également à remplir
un rôle dans la facilitation du marché de l’électricité et à faire en sorte qu’un
maximum de transactions commerciales puissent s’exécuter. Dans ce contexte,
le réseau doit permettre toute transaction entre différents nœuds du réseau et
au-delà des frontières entre Etats. L’objectif de la libéralisation est en effet de
permettre à tout utilisateur de choisir librement son fournisseur d’électricité et
le type de production sur base de critères qui lui sont propres (prix, qualité du
service, électricité verte,..).
1.1.2
LE RESEAU DE TRANSPORT EN BELGIQUE
Le réseau géré par Elia System Operator (« Elia »), se compose de lignes
aériennes et de câbles souterrains à des tensions de 380 kV à 30 kV inclus (y
compris tout élément accessoire nécessaire à la réalisation des missions légales
et à l’objet social d’Elia). Plus de 800 postes à haute tension transforment
progressivement la tension au niveau voulu. L'ensemble du réseau à haute
tension comporte 8 276 kilomètres de liaisons dont 5 674 km de lignes
aériennes et 2 602 km de câbles souterrains1.
1
La méthode de calcul de la longueur du réseau à haute tension a été adaptée à la numérisation des plans
géographiques des lignes aériennes et câbles souterrains. Ceci explique les différences avec les longueurs
mentionnées dans le Plan d’Adaptation 2003-2010, qui étaient encore basées en grande partie sur des données
historiques, qui se sont avérées dans certains cas incorrectes. La comparaison des longueurs actualisées avec les
données de 2003 n'est par conséquent pas pertinente.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A9
Tableau 1.1 : Longueur géographique du réseau à haute tension belge
Le réseau géré par Elia remplit trois grandes fonctions :
• Les lignes à 380 kV forment l'épine dorsale du réseau belge et européen :
− le réseau 380 kV comporte des liaisons avec les Pays-Bas et la France,
exploitées principalement en 380 kV. Ces liaisons internationales ont été
initialement construites en vue de garantir une assistance mutuelle entre
réseaux nationaux. Aujourd’hui, elles sont utilisées également pour faire du
marché de l'électricité un marché international;
− les centrales nucléaires de Doel et de Tihange ainsi que la centrale de Coo y
sont raccordées.
Figure 1.2 : Schéma géographique du réseau belge à 380 kV
A10
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
• Les liaisons à 220 kV et 150 kV complètent le réseau à haute tension :
− elles servent au transport de l'électricité vers les centres de consommation
importants ainsi qu'à son transport à l'intérieur du pays;
− les grandes centrales thermiques – autres que les centrales nucléaires et la
centrale de pompage/turbinage de Coo – sont raccordées au réseau à
150 kV et 220 kV;
− les grands clients industriels y sont raccordés;
− les parcs d’éoliennes de taille importante, soit d’une puissance installée de
100 MW et plus, qui seront implantés en mer du Nord, seront directement
raccordés au réseau de transport à des niveaux de tension de 150 kV ou
380 kV.
• Les niveaux de tension 70 kV et 36-30 kV sont complémentaires. Le réseau
36-30 kV s’est concentré dans les grandes agglomérations urbaines ou a été
déployé pour les besoins de l’alimentation de consommations purement
industrielles. Le réseau 70 kV s’est développé en dehors de ces
agglomérations. Dans les régions à faible densité de charge, ces réseaux
assurent encore la fonction de transport. Là où le réseau de tension
supérieure s’est développé, ces réseaux servent à la répartition pour :
− amener la puissance à partir des grands nœuds 150/70 kV ou
150/36-30kV vers les différents points d’alimentation de la moyenne
tension;
− alimenter les clients industriels qui souscrivent une puissance s’élevant
jusqu’à 30 à 40 MW et qui sont raccordés directement au réseau
36-30 kV ou 70 kV.
Les unités de production décentralisée, qui prennent une place de plus en plus
considérable, sont raccordées au réseau aux niveaux de tension 70 kV ou
inférieurs. Il s’agit des unités SER2 (vent, biomasse et hydroélectricité) et des
installations de cogénération (installation mixte de production d’électricité et de
chaleur, généralement de puissance égale ou inférieure à 45 MW). Ces
installations de cogénération produisent principalement de l'énergie pour la
consommation locale mais l'excédent d'énergie est injecté dans le réseau.
Lorsque l'installation n'est pas en service, l'énergie nécessaire aux besoins
locaux doit être prélevée sur le réseau.
L’acheminement de l’électricité jusqu’aux clients résidentiels est réalisé par les
gestionnaires de réseau de distribution, au travers du réseau à moyenne et
basse tension. Alors que le réseau 70-30 kV est exploité de façon maillée (un
point peut être alimenté par plusieurs chemins), le réseau à moyenne et basse
tension est généralement exploité de façon radiale (un point donné est
normalement alimenté par un chemin unique : il faut réaliser des manœuvres
pour le réalimenter en cas d’incident).
La recherche de solutions relatives au développement du réseau est une
démarche complexe nécessitant la prise en compte d’un grand nombre
d’incertitudes liées directement ou indirectement au marché. La section 1.1
ci-dessous détaille les principales sources d’incertitude liées aux paramètres
d’évolution de la production et de la consommation d’électricité.
2
Source d’Energies Renouvelables.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A11
Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau
dans le terme pris en compte par le Plan d’Adaptation n’ont pas la même
portée. Les décisions relatives à un horizon à court terme sont
économiquement et/ou techniquement irréversibles alors que celles portant sur
un horizon à moyen terme seront liées aux circonstances qui sont
progressivement précisées. Face à cette contrainte, deux horizons-clés
successifs sont envisagés dans la construction des scénarios : un horizon à
court terme et un horizon à moyen terme, horizon du plan. Les raisons de ce
choix sont développées à la section 1.2.
1.2 INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU
RESEAU D ’ELECTRICITE
1.2.1
INCERTITUDES LIEES A LA CONSOMMATION ET A SA LOCALIATION
Dans les réseaux de niveaux de tension 70 kV à 30 kV, le développement du
réseau d’électricité est piloté par l’accroissement de la consommation aux
nœuds du réseau.
Pour chaque consommation locale desservie par le réseau, des prévisions de
puissance sont établies sur base des annonces d’accroissement des clients
industriels et des taux d’accroissement pour les consommations de la
distribution.
Les prévisions et taux d’accroissement sont liés à de multiples facteurs, dont la
conjoncture économique et l’évolution du marché local qui sont indépendantes
de la volonté des investisseurs. C’est la raison pour laquelle les prévisions de
localisation d’une nouvelle consommation locale ou d’un accroissement de
consommation notable seront d’autant plus imprécises que l’on se projette loin
dans l’avenir.
L’impact potentiel des politiques de maîtrise de la demande doit également être
pris en compte. Par politique de maîtrise de la demande, on entend deux
principaux types de mesures :
• d’une part, les mesures qui ont pour but de diminuer la consommation
d’énergie de façon absolue, par exemple, typiquement, l’incitation à
l’utilisation d’équipements moins gourmands en énergie;
• d’autre part, les mesures qui consistent à réduire la consommation à la pointe
de consommation, quitte à reporter cette consommation en dehors de la
pointe, par exemple par une incitation tarifaire.
L’impact potentiel des politiques de maîtrise de la demande dépendra largement
de la réponse du consommateur aux mesures d’incitation mises en œuvre.
Cet impact est, par ailleurs, difficilement quantifiable, pour plusieurs raisons. La
pénétration des actions est non linéaire dans le temps3. Elle est, en outre,
influencée par des paramètres externes tels que la croissance économique, la
température moyenne, les moyens de substitution énergétique; elle est
également sujette à interférences avec d’autres secteurs. Les évaluations des
3
Elle suit une courbe en S.
A12
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
effets des politiques de maîtrise de la demande fournissent des ordres de
grandeur qui doivent être interprétés avec la plus grande prudence.
Dans ce contexte, le gestionnaire de réseau doit donc développer le réseau de
façon à rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation locale. A
cet effet, il est indispensable que la collaboration et les échanges d’information
entre Elia et le gestionnaire de réseau de distribution soient optimale afin de
minimiser autant que possible les incertitudes liées aux perspectives.
Afin de couvrir un spectre relativement large en termes d’évolution de la
consommation, le Plan d’Adaptation s’appuie sur deux variantes différenciées,
basées sur les variantes proposées par le Bureau fédéral du Plan et également
prises en considération dans l’établissement du Programme Indicatif des
moyens de Production.
1.2.2
INCERTITUDES LIEES A LA PRODUCTION DECENT RALISEE
L’impact sur le réseau d’un moyen de production décentralisé dépend
principalement de son type, de son éventuel caractère intermittent, des
possibilités de pilotage de la production d’électricité, de la taille de l’unité et du
plan de tension auquel elle est raccordée.
Les moyens de production décentralisée tels que la cogénération et l’éolien sont
pilotés selon des caractéristiques inhérentes au type de production et non en
fonction des besoins en électricité. A titre d’exemple, la production d’électricité
éolienne ne peut être estimée que sur base d’hypothèses relatives à
l’occurrence et la puissance des vents. Dans le cas de la cogénération, la
production est liée à un processus industriel dont il convient d’examiner le
détail.
En outre, le développement des réseaux de distribution est influencé par
l’arrivée de nouvelles unités de production décentralisée.
L’évolution du niveau de la puissance installée en production décentralisée à
l’échelle du pays ou de la région est incertaine. En effet, l’arrivée de nouvelles
unités dépendra largement de la réponse des investisseurs aux mesures
d’incitation mises en œuvre.
L’évolution de la production décentralisée à chaque nœud du réseau est encore
plus difficile à estimer. Afin d’éviter de favoriser certains nœuds du réseau par
rapport à l’installation potentielle de nouvelles unités de production
décentralisée, le présent Plan d’Adaptation considère une distribution uniforme
sur le réseau de transport local 70-30 kV des unités de production décentralisée
prévues.
Une attention particulière est en outre accordée aux moyens de compensation
réactive à mettre en place pour compenser les charges inductives que
représentent toutes ces installations. La localisation des moyens de
compensation par niveau de tension du réseau devra faire l’objet d’études
détaillées dès que les projets de production décentralisée seront précisés.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A13
1.3 LES DEUX HORIZONS -CLES DU PLAN D’ADAPTATION
Face aux nombreuses incertitudes qui caractérisent le développement du
réseau, il convient en outre d’envisager un éventail de solutions alternatives et
de prendre les dispositions nécessaires pour être en mesure de réagir
rapidement en cas d’imprévu.
Dès lors, afin de dimensionner le réseau dans un souci de rentabilité
économique, la méthodologie développée dans le cadre du Plan d’Adaptation du
réseau se fonde sur deux phases: une première phase limitée à un horizon à
court terme et une deuxième phase couvrant un horizon à moyen terme.
La première phase, relative à l’horizon à court terme, couvre les deux premières
années de la période de 7 ans visée par le Plan d’Adaptation. Pour cette
période, il est déterminant de faire les meilleurs choix, en sachant que les
décisions prises sont quasi irréversibles. En effet, à cause des délais de
réalisation des renforcements, il n’est quasi pas possible de reporter des
décisions ou de revenir en arrière sans générer des coûts supplémentaires
inutiles. La première phase du Plan reprend tous les renforcements nécessaires
pour viser à préserver la fiabilité du réseau. Ils doivent en outre être
compatibles avec l’ensemble des scénarios envisagés dans la seconde phase du
développement.
La seconde phase, relative à l’horizon à moyen terme, couvre les années
suivantes jusqu’à l’horizon à 7 ans sur lequel porte le Plan d’Adaptation. A cet
horizon plus lointain, il n’est pas possible ni opportun de faire des choix fermes,
faute d’informations suffisamment précises sur les paramètres déterminants
pour le développement du réseau. Par contre, il s’agit cette fois de proposer un
portefeuille de pistes de développement du réseau et de s’assurer que les
décisions adoptées dans le cadre de la première phase permettent un
développement futur optimal.
En ce qui concerne cette période, le Plan d’Adaptation couvre:
• des pistes de renforcement indicatives;
• des décisions relatives à des projets d’études concernant des installations dont
les délais de réalisation sont plus longs.
L’ensemble des variantes envisagées pour la seconde phase sera de toute façon
réévalué lors de l’élaboration des Plans d’Adaptation suivants; cette
réévaluation conduira alors à son tour à des décisions précises et engageantes.
A14
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Annexe au chapitre 2 :
Evolution de la
consommation
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A15
A16
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Les prévisions d’évolution de la consommation d’électricité pour toutes les
consommations alimentées aux différents points d’alimentation du réseau,
désignées ci-après «consommations locales», font partie de l’ensemble de
données exogènes injectées dans le modèle de simulation de la charge du
réseau permettant de déterminer les renforcements à envisager.
Les prévisions de consommations locales résultent d’un processus confrontant
deux sources d’informations, relevant de logiques différentes, l’une
«macroéconomique» et l’autre «microéconomique».
L’information macroéconomique est basée sur les perspectives énergétiques du
Bureau fédéral du Plan. L’approche microéconomique s’attache quant à elle à la
confection de prévisions de consommation pour chaque consommation locale
dans une logique d’analyse individualisée, sur base d’observations historiques et
de déclarations de perspectives de la part des utilisateurs du réseau.
La confrontation des deux sources d’information peut être vue comme la
synthèse d’approches «top-down», d’une part, et «bottom-up», d’autre part.
Figure 2.1: Approche relative à l’élaboration des prévisions de consommation
Le processus d’élaboration des perspectives de consommations locales est
détaillé ci-après. La section 2.1 présente le cadre macroéconomique de
référence, basé sur les perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan.
L’approche microéconomique relative à la modélisation de la consommation
pour chaque consommation locale et son intégration dans le cadre
macroéconomique est explicitée ensuite à la section 2.2.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A17
2.1 CADRE MACROENERGETIQUE DE REFERENCE
Le cadre macroénergétique de référence qui est pris en compte dans le calcul
des prévisions de consommations locales établies pour les besoins du
développement du réseau d’électricité se fonde sur les attentes en matière de
perspectives énergétiques pour la Belgique telles qu’elles ont été formulées par
le Bureau fédéral du Plan. Celles-ci ont été établies à l’aide du modèle PRIMES4.
Deux variantes sont dérivées des perspectives énergétiques du Bureau fédéral
du Plan dans le cadre du développement du réseau d’électricité: une variante
haute et une variante basse. Ces deux variantes sont ainsi choisies pour donner
lieu à des perspectives différenciées en matière d’évolution de la consommation
d’électricité et pour couvrir un large spectre d’éventualités. Ces variantes sont
en outre choisies en phase avec les scénarios de demande retenus par la CREG
dans la dernière mise à jour du Programme Indicatif des moyens de Production
d’électricité.
La variante basse représente des perspectives de consommation électrique
belge très modérée. Cette variante a pour but de simuler le système
énergétique belge compte tenu d’efforts en matière de maîtrise de la
consommation énergétique destinés à satisfaire les objectifs de réduction des
émissions de CO2 liées aux engagements de la Belgique dans le cadre du
Protocole de Kyoto.
La variante haute génère des prévisions de consommation électrique plus
élevée. Dans le cadre de cette variante, l’atteinte des objectifs de réduction des
émissions de CO2 liés aux engagements de la Belgique dans le cadre du
protocole de Kyoto est dissociée de l’évolution de la demande. La prise en
compte de cette variante «haute» en termes de perspectives de consommation
électrique se justifie par la mission que doit remplir le gestionnaire de réseau de
développer le réseau afin de garantir une capacité adéquate pour rencontrer les
besoins.
En outre, la méthodologie de dimensionnement du réseau en deux phases à
l’horizon du Plan d’Adaptation prévoit un développement «robuste» à court
terme et «souple» à moyen terme. Dans cette hypothèse, il est très
raisonnable de considérer qu’un investissement entrepris sur base d’une
surestimation de la demande ne serait qu’une anticipation d’un investissement
qui aurait vraisemblablement dû être réalisé quelques années plus tard.
4
PRIMES est un modèle énergétique simulant le marché énergétique européen dans son ensemble et dans les pays
membres, sur le long terme (horizon 2030). Il constitue un instrument d’analyse du marché énergétique, permettant
de générer des prévisions sur ce marché compte tenu d’un jeu d’hypothèses en matière d’environnement extérieur
(structure et croissance économique, prix des combustibles etc.). Il permet notamment de simuler l’impact de choix
politiques en matière énergétique, comme par exemple l’incidence de la sortie du nucléaire sur les émissions de gaz à
effet de serre. Il s’agit d’un modèle d’équilibre partiel, reposant sur l’hypothèse que tant les producteurs que les
consommateurs d’énergie répondent aux signaux de prix. L’équilibre est atteint lorsque, sur chaque segment du
système énergétique, le prix égalise l’offre et la demande. L’équilibre est dit «partiel» en raison de l’absence de
feedback de la sphère énergétique vers la sphère économique. La consommation d’électricité constitue un des
segments du marché énergétique endogénéisé dans PRIMES. Le lecteur intéressé par une description exhaustive
peut se référer à l’annexe 1 du Planning Paper 95 du Bureau fédéral du Plan.
A18
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
2.2 MODELISATION DE LA CONSOMMATION POUR CHAQUE
CONSOMMATION LOCALE
Un des grands défis du développement du réseau d’électricité consiste à
appréhender correctement le comportement chronologique des consommations
locales qu’il alimente. En effet, le niveau d’une consommation locale fluctue
très fortement en fonction du moment de la journée, mais aussi en fonction du
jour et de la saison considérés.
On note, de plus, d’importantes différences suivant le type de consommation
locale. Par exemple:
• Pour une consommation locale de type «résidentiel», la variation du niveau de
consommation au cours d’une journée est relativement répétitive d’un jour à
l’autre, avec des niveaux plus élevés en hiver qu’en été et avec une pointe
annuelle en hiver, vers 18h00, due aux besoins d’éclairage et de chauffage.
• Pour une consommation locale de type «tertiaire», la variation du niveau de
consommation est plus ou moins répétitive durant les jours ouvrables alors
que les jours du week-end présentent une consommation atypique.
• Une consommation locale de type «industriel» est généralement plus
constante au cours de l’année; toutefois, des chutes de consommation
peuvent généralement être observées aux périodes de vacances; parfois, les
changements de «pause» des ouvriers peuvent également être observés; s’il
s’agit d’une activité industrielle à consommation d’électricité intensive, la
pointe de consommation peut éventuellement se manifester durant la nuit5,…
Les figures 2.7 à 2.10 ci-après fournissent des exemples de courbes de
consommation pour différents types de consommations locales. La figure 2.7
fournit la courbe d’une consommation locale de distribution, composée de
consommations de type «ménages» et «tertiaire». Les trois autres figures
montrent différents exemples de courbe de consommation locale de type
«industriel». Ces courbes de consommation sont représentées pour 4 jours
types6 et illustrent les différences observées, d’une part, entre l’hiver et l’été et,
d’autre part, entre un jour ouvrable et un samedi.
5
6
Ce phénomène résulte en principe d’avantages tarifaires négociés avec les fournisseurs.
Mercredi d’hiver (27/11/2002) – samedi d’hiver (30/11/2002) – mercredi d’été (10/7/2002) – samedi d’été
(13/7/2002).
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A19
Figure 2.7: Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types
Figure 2.8: Exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types
A20
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Figure 2.9: Autre exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types
7
Figure 2.10: Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit» pour 4
jours types
7
Il s’agit d’un client pour lequel le contrat prévoit un prélèvement durant les heures creuses, soit la nuit et les week-ends.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A21
Le réseau d’électricité doit être dimensionné en vue de procurer une capacité
adéquate pour rencontrer les besoins d’alimentation de toute consommation
locale.
La méthode classique de type déterministe est basée sur un point de
fonctionnement du réseau, considéré comme critique en termes de besoins de
capacité. Il s’agit du moment de sollicitation maximale, c.-à-d. «à la pointe»,
qui constitue effectivement un moment de sollicitation critique au niveau du
réseau.
Dans la suite de ce chapitre nous désignerons par «pointe», la pointe de la zone
d’influence selon le niveau de tension considéré.
La difficulté de la méthode déterministe réside dans le calcul des prévisions de
chaque consommation locale au moment de la pointe de charge qui fluctue
selon les années en raison de sa forte dépendance par rapport aux conditions
climatiques.
Les consommateurs et gestionnaires de réseau de distribution sont amenés à
fournir des projections de consommation relatives à la pointe de leurs propres
consommations locales et à la pointe du poste de prélèvement auquel ces
consommations locales sont raccordées. A partir de là, pour les besoins de
dimensionnement du réseau, il s’agit d’en déduire des prévisions de
consommations locales «à la pointe».
L’élaboration de ces prévisions de consommations locales à la pointe comporte
plusieurs étapes décrites brièvement ci-après et détaillées dans les sections
suivantes.
Pour chaque consommation locale, on détermine, pour l’année écoulée, sur base
de données d’observation collectées, deux valeurs:
• la valeur de la puissance appelée au moment de la pointe du poste de
prélèvement de cette consommation;
• la valeur de la puissance appelée en ce même point au moment de la pointe.
Le rapport entre ces deux valeurs fournit un «coefficient de participation» à la
pointe.
Ce coefficient permet d’extrapoler, pour le futur, les prévisions de
consommations locales à la pointe, à partir des prévisions de consommation
locale à la pointe de leur poste de prélèvement, établies sur base des données
historiques et des déclarations d’intention de la part des utilisateurs de réseau.
Les prévisions de consommations locales ainsi obtenues sont ensuite corrigées
de façon à refléter au mieux, dans leur ensemble, les perspectives de
consommation d’électricité en Belgique, élaborées dans le cadre des
perspectives énergétiques du Bureau fédéral du Plan.
A22
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
2.2.1
ANALYSE DES OBSERVATIONS DU PASSE
L’analyse des observations du passé se déroule selon la méthodologie suivante.
Il s’agit de:
• collecter et valider les données de consommation de puissance du passé;
• analyser les données de prélèvement au moment de la pointe du poste;
• analyser les données de prélèvement au moment de la pointe;
• déduire un coefficient de participation de chaque charge à la pointe.
Collecte et validation des données de consommation de puissance
L’élaboration des prévisions d’accroissement des consommations en chaque
point de prélèvement du réseau commence par la collecte puis la validation des
données brutes relatives à l’historique des prélèvements de puissance de
chaque consommation locale et du poste de transformation qui la dessert. Ces
données, appelées «comptages» et disponibles à l’échelle du quart d’heure,
proviennent de points de mesure.
Les comptages sont analysés en vue de détecter les incohérences et autres
défauts (valeurs manquantes, valeurs exceptionnelles, etc.). Ils sont validés et
éventuellement corrigés en concertation avec les acteurs du terrain, utilisateurs
directs ou gestionnaires de réseau de distribution.
Consommations locales lors de la pointe du poste de transformation
Les données validées de puissance appelée en chaque point d’alimentation du
réseau sont analysées pour l’année écoulée.
Pour chaque poste de transformation, on détermine le moment où il a été le
plus sollicité dans l’année, soit la «pointe asynchrone» en ce sens qu’elle se
produit à un moment différent de la pointe de consommation.
Les quotes-parts des différentes consommations locales desservies par le poste
de transformation à son moment de sollicitation maximale, soit les puissances
asynchrones, sont ensuite déterminées8.
Consommations locales lors de la pointe
Pour chaque consommation raccordée au réseau, on détermine également le
niveau de puissance prélevée au moment de la pointe, soit la puissance
«synchrone».
8
Pour les consommations de type résidentiel, cette quote-part est ramenée à un niveau correspondant à celui qui
aurait prévalu en cas de température «normale». Le souci est de neutraliser la forte influence de la température sur
la consommation résidentielle afin de travailler sur une valeur normalisée, plus représentative. Le mécanisme de
correction des données de consommation en fonction de la température observée est actuellement en cours de
perfectionnement étant donné l’évolution des possibilités de traitement informatique de statistiques et de mesures de
données brutes. Les principes qui sous-tendent le perfectionnement de ce mécanisme sont explicités au chapitre 2,
section 2.3 du document principal.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A23
Coefficient de participation
Pour chaque consommation locale, on détermine le rapport entre les puissances
«asynchrone» et «synchrone», appelé ci-après «coefficient de participation» à la
pointe.
2.2.2
PREVISIONS «BRUTES» DE CONSOMMATION LOCALE
Prévisions de consommations locales à la pointe de leur poste de
prélèvement
Pour chaque consommation locale desservie par le réseau, on génère des
prévisions de puissance prélevée au moment de la pointe du poste auquel elle
est raccordée.
Elles sont établies sur base du taux d’accroissement appréhendé comme suit:
• pour les consommations de type industriel, l’accroissement de consommation
est communiqué par l’utilisateur9;
• pour les consommations de la distribution10, Elia établit, en concertation avec
les gestionnaires de réseau de distribution, un taux de croissance
généralement non nul.
Projections des consommations locales à la pointe
Les puissances prélevées par chaque consommation locale lors de la pointe de
son poste de prélèvement sont converties, via les «coefficients de
participation», en puissances prélevées au moment de la pointe.
2.2.3
PREVISIONS «FINALES » DE CONSOMMATION LOCALE
Les prévisions «brutes» relatives aux consommations locales sont corrigées de
façon à refléter au mieux les perspectives de consommation d’électricité belge
élaborées dans le cadre des Perspectives énergétiques du Bureau fédéral du
Plan.
Le calibrage se fait de manière à ce que les évolutions prévues au niveau des
consommations locales soient compatibles avec:
• la prévision globale de consommation nationale «à la pointe»;
• des cibles sectorielles calculées sur base des taux d’accroissement sectoriels
prévus dans le cadre macroéconomique retenu.
9
10
En cas d’absence de déclaration de la part de l’utilisateur, un taux de croissance nul est appliqué.
Prélèvements effectués par les gestionnaires des réseaux de distribution desservant les consommateurs raccordés en
moyenne et basse tension.
A24
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Annexe au chapitre 3 :
Evolution de la
production
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A25
A26
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Les prévisions relatives à l’évolution de la production d’électricité font partie de
l’ensemble de données exogènes injectées dans le modèle d’écoulement de
charges qui permet d’identifier les goulets d’étranglement et, ensuite, de
rechercher les renforcements nécessaires pour assurer la capacité de transport
souhaitée.
Le parc de production à la base du Plan d’Adaptation s’appuie sur les diverses
sources d’information disponibles, dont principalement:
• le Programme Indicatif des moyens de Production11;
• les parcs de production des différents producteurs concernés tels qu’indiqués
dans leurs contrats respectifs établis chaque année dans le cadre de la
coordination de l’alignement des unités de production;
• diverses informations provenant:
− des licences accordées par la CREG pour les unités de production;
− des demandes de raccordement12 auprès du gestionnaire du réseau de
transport, auprès de certains gestionnaires de réseau de distribution et
auprès de Fluxys, en ce qui concerne les unités au gaz;
− d’annonces publiques comme l’attribution à SPE et Ecopower d’un permis
d’environnement pour la construction de onze unités éoliennes dans le port
de Gand;
• éventuellement, d’autres informations spécifiques fournies par les
producteurs, dont par exemple:
− les informations relatives au report à une date ultérieure du déclassement
des unités de production au charbon, soit Monceau, Rodenhuize 2,
Rodenhuize 3, Amercœur 2, Mol 11, Mol 12, Awirs 4, Ruien 3 et Ruien 4,
fournies par le producteur concerné en mai 2004;
− les informations fournies en 2003 par CPTE, concernant les parcs de
production d’Electrabel et SPE.
11
L’article 3 de la loi du 29 avril 99, relative à l’organisation du marché de l’électricité, charge la CREG de rédiger un
Programme Indicatif décennal des moyens de Production d’électricité, en collaboration avec l’administration de
l’Energie du Ministère fédéral des Affaires Economiques. Ce programme doit être établi tous les trois ans.
12
Avis, études d’orientation et études détaillées.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A27
A28
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Annexe au chapitre 4 :
Critères de
d é v e l op p e m e n t
du réseau de
transport local
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A29
A30
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
4.1 CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU
DE TRANSPORT LOCAL DANS LE CADRE DES METHODES
CLASSIQUES
4.1.1
DESCRIPTION DU MODE LE D’ECOULEMENT DE CHARGE SUR LE RESEAU
D’ELECTRICITE
La modélisation d'un réseau électrique fait appel à plusieurs outils de calcul:
• un modèle d’écoulement de charge;
• un modèle de calcul de la puissance de court-circuit de chaque nœud du
réseau: la puissance de court-circuit est une valeur conventionnelle égale au
produit de la tension nominale et du courant de court-circuit (courant
résultant de la mise à la terre franche des 3 phases);
• un modèle de stabilité statique et dynamique ou transitoire: la stabilité
statique et transitoire d’un réseau est son aptitude à assurer un
fonctionnement synchrone des machines de production lorsqu’il est soumis à
des perturbations respectivement faibles et importantes;
• un modèle de stabilité en tension: le modèle de sta bilité en tension permet de
vérifier si les chutes de tension entre les nœuds du réseau, générées par les
transferts de puissance, restent dans des normes admissibles même en cas
d’incident.
Le modèle d’écoulement des flux a pour but de simuler les écoulements de
charge sur le réseau pour un ou plusieurs points de fonctionnement bien
déterminés. Un point de fonctionnement est caractérisé par une configuration
de réseau, un parc de production en service, des circonstances d’importation et
de transit et un niveau de consommation pour chaque consommation locale.
La modélisation du réseau électrique nécessite la connaissance d’un certain
nombre de données relatives:
• aux éléments de réseau et à la manière dont ils sont raccordés entre eux;
• aux machines de production et aux importations d’électricité, sources
d’injection sur le réseau;
• aux consommations locales, sources de prélèvement sur le réseau.
Les sections ci-après détaillent les besoins en matière de données.
La modélisation du réseau
Le réseau géré par Elia
Pour effectuer le calcul des écoulements de charge, il faut disposer d’une
banque de données reprenant les caractéristiques des éléments du réseau des
niveaux de tension 380 kV à 30 kV et leur schéma de raccordement.
Ces données comprennent toute s les caractéristiques électriques (résistance,
inductance, capacité,...) de chaque élément de réseau, ainsi que leurs limites
d'utilisation (puissance nominale, tenue au court-circuit,...).
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A31
Les réseaux étrangers
Le réseau belge s’inscrit dans un réseau plus vaste dont il est indissociable: le
réseau UCTE13 et les réseaux connectés à celui-ci. L’analyse du fonctionnement
du réseau belge ne peut dès lors être réalisée sans prise en compte de ces
réseaux étrangers.
Les données relatives aux réseaux étrangers sont collectées selon les
procédures définies entre les gestionnaires des différents réseaux et mises au
point en UCTE. Ainsi les différents pays ne représentent pas complètement
l'ensemble de leurs réseaux mais les simplifient en donnant un schéma
équivalent pour les réseaux qui n'interviennent que peu dans le réseau
d'interconnexion.
À partir de ce réseau européen, Elia réalise encore une simplification en ne
représentant en détail qu'une couronne entourant la Belgique et en
schématisant très fort le reste de l'Europe.
Pour les calculs, Elia utilise toujours le dernier réseau UCTE disponible.
La modélisation du parc de production et des importations
Parc de production belge
La modélisation des écoulements de charge sur le réseau d'électricité repose
également sur des données caractérisant les unités de production, à savoir leur
puissance nominale, leur inductance de court-circuit, leur statisme actif et
réactif et leurs plage et points de fonctionnement.
Importations d’électricité
Lorsque l’équilibre entre production et consommation n’est pas respecté pour le
système belge, le modèle compense la différence à partir d’un nœud du réseau
qui assure une répartition relativement neutre des flux à travers les frontières
franco-belge et belgo-hollandaise. Des variantes sont également examinées si
nécessaire.
13
Union for the coordination of transmission of electricity.
A32
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
La modélisation des consommations
Le calcul des écoulements de charge est basé sur une représentation des
consommations en tout nœud du réseau à étudier au point de fonctionnement
examiné. Sauf disposition explicite différente, l’alimentation d’un client est
prévue avec une alimentation principale et une seule alimentation de secours.
4.1.2
METHODES DE DIMENSIONNEMENT
Dans les méthodes traditionnelles, le dimensionnement du réseau est
généralement réalisé à «la pointe de consommation». Par pointe de
consommation, on entend:
• dans le dimensionnement du réseau de niveaux de tension de 380 kV à
150 kV, y compris le réseau d’interconnexion, la pointe nationale de
consommation, qui correspond au maximum de la puissance appelée, au cours
d’une année; dans les pays du Nord de l’Europe, la pointe nationale de
consommation se présente généralement en hiver lors de périodes froides
combinées à une luminosité faible; la pointe nationale de consommation se
déplace vers l’été, lors de vagues de chaleur, lorsqu’il y a fonctionnement
intensif de systèmes de conditionnement d’air, comme en Californie;
• dans le cadre du dimensionnement du réseau de niveaux de tension inférieurs
à 150 kV, soit de 70 kV à 30 kV, la pointe de consommation de la zone
d’influence du réseau local étudié: en effet, la charge d’une zone, lors de la
pointe de cette zone, est en général supérieure à la charge de cette zone lors
de la pointe nationale de consommation; le moment de la pointe de
consommation des réseaux locaux dépend du type de consommation qui y est
raccordée;
• dans le dimensionnement des installations de raccordement des
consommateurs, principalement la pointe de consommation locale: la
prévision de la pointe individuelle et l’instant où elle se produit sont, en
principe, du seul ressort du client consommateur; le gestionnaire de réseau
contrôle la plausibilité des prévisions reçues.
Les sections ci-après fournissent la description des points de fonctionnement et
états du réseau pris en compte dans la modélisation.
Description des points de fonctionnement analysés
A la pointe, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont
supposées disponibles14.
Le plan de production15 est indiqué par les producteurs ou, à défaut, correspond
au plan de production économique établi par le gestionnaire de réseau sur base
des informations dont il dispose et des hypothèses retenues. Ainsi ne sont
alignés que les groupes de production qui sont utilisés en situation normale, à
l'exclusion de toute unité de pointe, telle que les turbojets, les turbines à gaz en
cycle ouvert, ...
14
15
On n’examine pas, à la pointe, de situation avec des indisponibilités programmées.
Le plan de production détermine le choix des unités de production en service.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A33
Description des états examinés
Pour un point de fonctionnement donné, différents états sont susceptibles de se
produire et font l’objet d’un examen:
• l’état sain, cas idéal, où tous les éléments du réseau et unités de production
prévus sont en service;
• tous les états en «incident simple» caractérisés par la perte d’un élément
unique (élément du réseau ou unité de production);
• tous les états en «incident double» caractérisés par la perte d’une unité de
production combinée avec la perte d’une autre unité de production ou d’un
élément du réseau.
L’état sain du réseau
L’état sain est un état idéal où tous les éléments du réseau et unités de
production sont supposés disponibles hormis ceux qui sont explicitement
absents dans la définition du point de fonctionnement étudié.
Pour chaque point de fonctionnement étudié, le réseau est réglé et exploité de
la manière la plus efficace du point de vue du raccordement entre eux des
différents éléments du réseau, d’une part, et du réglage du plan de tension,
d’autre part.
Le raccordement des éléments du réseau concerne:
• le raccordement des éléments du réseau sur l’un ou l’autre jeu de barres;
• le fonctionnement des jeux de barres séparés ou bouclés;
• la mise hors service de certaines liaisons (ouverture des liaisons à l’une ou
l’autre extrémité).
Le réglage du plan de tension implique:
• la mise en œuvre des productions réactives: machines, batteries de
condensateurs, SVC, etc.;
• le réglage des plots des transformateurs.
L’état sain sert de base et d’état initial à tous les états résultant d’incidents tels
que décrits ci-après.
Les états du réseau en cas d’«incident simple»
Par «incident simple» ou «incident n-1», on entend la perte d’une unité de
production ou d’un élément du réseau16: ligne, câble, transformateur, batterie
de condensateurs, etc.
Tous les éléments du réseau belge interviennent dans la simulation des
incidents simples. Les éléments des réseaux étrangers qui, en cas d’incident,
par leur proximité, pourraient avoir une influence sensible sur les flux dans le
réseau belge font également l’objet de simulations d’«incident».
En simulation, il n'est pas toléré, lors d'un incident simple, d'effectuer une
manœuvre quelconque dans le réseau qui aurait pour effet de réduire les
conséquences17 de l’incident.
16
17
À l’exception des jeux de barres qui font l’objet d’un examen spécifique.
Il est toutefois fait exception à cette règle dans les réseaux 30 et 36 kV dans le cas d’une manœuvre automatique liée
à la perte d'un élément. Il s'agit en l'occurrence d’une manœuvre effectuée par un automate sans intervention
humaine.
A34
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Les états du réseau en cas d’«incident double»
Un «incident double», également appelé «incident n-2», se caractérise par la
perte de deux éléments: perte d’une unité de production combinée avec la perte
d’une autre unité de production ou d’un élément du réseau. Cette approche est
justifiée car la probabilité d’occurrence d’indisponibilité d’une unité de
production est nettement plus élevée que celle d’un élément du réseau.
Toutefois, étant donné la faible probabilité d’occurrence simultanée de deux
incidents dans le réseau, on considère, dans le cadre des simulations, le schéma
suivant:
• le premier incident qui se produit est relatif à une unité de production;
• une manœuvre simple18 est alors permise pour restaurer la sécurité;
• le second incident est quelconque, lié à une unité de production ou à un
élément du réseau.
Dans le réseau belge, l'incident «pylône» n'est pas retenu: cela signifie que
nous n'envisageons pas que tous les ternes ou circuits posés sur les mêmes
pylônes puissent être perdus simultanément. Ceci est justifié par la probabilité
très faible de ce type d'incident.
Combinaisons de points de fonctionnement et d’états
Les points de fonctionnement de réseau envisagés sont examinés pour l’état
sain et pour tous les états consécutifs à un incident simple et à un incident
double.
4.1.3
C RITERES DE DEVELOPPE MENT
L’état de fonctionnement du réseau électrique est caractérisé par différents
paramètres:
• les grandeurs caractérisant l’écoulement des flux sur le réseau, à savoir:
− les courants, qui ne peuvent pas dépasser les limites admissibles;
− le niveau des tensions en chaque nœud du réseau, qui doit rester à
l’intérieur d’une plage définie autour de la valeur nominale;
− les productions des machines, qui doivent rester dans les limites de
fonctionnement prévues, en production d'énergie aussi bien active que
réactive;
• la puissance de court-circuit;
• la stabilité du réseau vis-à-vis de l’écroulement de tension;
• la stabilité statique et dynamique.
18
Par manœuvre simple, on entend une manœuvre qui ne dépend que de la production perdue et non de la
configuration du réseau et qui a trait à cette production perdue:
• ouverture ou fermeture d’un seul disjoncteur;
• transfert d’un seul équipement d’un jeu de barres à l’autre dans un poste exploité à jeux de barres séparés;
• réduction ou augmentation de la production active ou réactive d’une machine.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A35
Pour chaque état du réseau, des valeurs limites sont fixées pour chacun de ces
indicateurs. Le réseau satisfait aux critères de développement si l’ensemble des
valeurs des indicateurs calculées par simulation d’écoulement de charge sont
inférieures aux valeurs limites prédéfinies ou si elles restent à l’intérieur de la
plage prédéfinie.
Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau
Les conditions d’écoulement des flux sur le réseau sont caractérisées par les
courants dans chaque élément du réseau, le niveau de tension en chaque nœud
et les besoins en production réactive.
Capacité de transport et dépassements de capacité
La capacité de transport dans une ligne ou un câble est définie par le courant
nominal, celle d’un transformateur par la puissance nominale. Le courant
nominal ou la puissance nominale sont établis selon les normes en vigueur,
dans des conditions bien définies du point de vue de la température extérieure
et d’autres conditions externes. On tiendra compte, par exemple, pour les
lignes aériennes, des circonstances de vents et d’ensoleillement et, pour les
câbles souterrains, des modalités de pose et de la résistivité thermique du sol.
Une tolérance plus grande est par ailleurs acceptée pour certains états «en
incident» afin de prendre en considération leur caractère exceptionnel.
La capacité admissible varie selon les saisons et ces variations sont prises en
compte pour l'analyse d'un point de fonctionnement. En effet, la capacité d’une
liaison est dépendante de sa limite en matière d’échauffement qui est
directement influencée par la température ambiante. Actuellement, les
capacités saisonnières sont appliquées pour les lignes aériennes19.
Les transformateurs alimentant un niveau de tension 36 kV ou inférieur20 font
l’objet d’une analyse individuelle. Cette analyse est réalisée à la pointe du
transformateur, sur une durée de 24 heures. On vérifie que la température de
dimensionnement du transformateur n’est pas dépassée, compte tenu du
diagramme de la charge, de la température ambiante au moment de la pointe
de consommation et de l’inertie thermique du transformateur. Selon les
conditions, on peut admettre que la puissance de pointe atteigne jusqu’à 120 ou
130 % de la capacité nominale du transformateur.
Ces règles traduisent la tolérance, pendant une durée limitée, de courants
supérieurs à ceux admissibles en permanence et ce, compte tenu du caractère
cyclique des flux dans certaines liaisons.
19
Elles ne sont pas appliquées aux câbles car la temp érature du sol varie peu au cours des saisons à la profondeur
d’enfouissement des câbles. L’examen des possibilités d’application des capacités saisonnières des transformateurs
est en cours.
20
Il est question du raccordement du côté des bornes secondaires du transformateur.
A36
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Productions réactives
Les productions réactives des machines doivent rester dans une plage de
variation admissible21 entre un minimum et un maximum.
La démarche adoptée consiste, en principe, à laisser les productions réactives se
régler selon l'action du régulateur de tension des machines de production et à
vérifier qu’elles restent dans la plage admise22.
Puissance de court-circuit triphasée
Les puissances de court-circuit triphasées sont limitées par les équipements
existants dans les postes. En outre, les valeurs maximales de conception des
différents niveaux de tension sont fixées par les règlements techniques.
Les critères de développement ont pour but de vérifier que les puissances de
court-circuit calculées ne dépassent en aucun nœud du réseau les valeurs
limites définies dans le règlement technique. En outre, s'il y a dépassement des
valeurs de conception des équipements d'un poste donné, il faut soit rechercher
les solutions permettant de diminuer les valeurs en ce nœud, soit remplacer les
équipements qui introduisent des limitations.
Stabilité de tension
Étant donné le maillage du réseau belge et la sévérité des critères de tension, le
risque d’un écroulement de tension dans les états examinés est relativement
faible mais fait toutefois l’objet d’une vérification.
Stabilité statique et dynamique
Des études de stabilité statique et dynamique (transitoire) sont effectuées en
cas de:
• raccordement d’unités de production importantes;
• modifications structurelles importantes du réseau.
La stabilité transitoire du réseau est réputée satisfaisante si aucune machine ne
perd le synchronisme en cas de court-circuit triphasé dans le réseau
d’interconnexion et pour autant que le défaut soit éliminé dans les temps repris
dans le règlement technique.
21
La plage admissible dépend de divers paramètres: la puissance active fournie, les conditions de refroidissement, la
tension de l'alternateur. Actuellement, seul le premier paramètre est pris en compte.
22
L’alternative consiste à considérer que le régulateur de tension est capable de maintenir la production réactive des
machines à l'intérieur de la plage admise et qu’il n'y a par conséquent pas de risque d'excursion au-dessus du
maximum et en dessous du minimum. Le modèle d’écoulement de charge est capable de représenter ceci; il suffit de
contrôler les tensions quand une machine atteint son minimum ou son maximum de production réactive.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A37
4.1.4
INFRASTRUCTURE ET EQUIPEMENTS STANDARD
Lorsque le réseau ne satisfait pas aux critères de dimensionnement, les
renforcements sont effectués au moyen d'infrastructures et d’équipements
standard23.
Les données relatives aux infrastructures et équipements de renforcement
utilisés dans le cadre des simulations sont conformes aux caractéristiques des
standards utilisés actuellement sur le terrain.
4.2 EVALUATION ECONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE
Les sections 4.2.1 et 4.2.2 ci-après explicitent les démarches mises en œuvre
dans la recherche de l’investissement optimal qui concilie les critères
économiques et environnementaux, d’une part, et les critères techniques, de
l’autre.
4.2.1
EVALUATION ECONOMIQUE
Cette évaluation vise à identifier la solution optimale d’un point de vue
économique parmi les solutions techniquement envisageables. Etant donné les
durées d’amortissement des investissements considérés, la recherche de la
solution doit prendre en compte l'évolution des besoins dans le temps. Une
période suffisamment longue doit être considérée afin d’éviter des choix à court
terme qui s'avèreraient très coûteux à long terme.
Les différents axes de réflexion pris en compte dans la recherche d’une solution
optimale d’un point de vue économique sont les suivants:
• Exploration des possibilités de modifications topologiques: elle consiste à
considérer les changements de configuration des éléments de réseau qui
pourraient rétablir les critères d’adéquation, sans investissement dans le
réseau.
• Recherche de la meilleure utilisation des infrastructures existantes (postes ou
liaisons): il s’agit de renforcer, dans la mesure du possible, les infrastructures
existantes avant d’envisager d’en réaliser de nouvelles.
• Etude de réalisation de nouvelles infrastructures24.
• Analyse de l’étalement dans le temps des investissements: elle vise, dans la
mesure du possible, à limiter les renforcements au strict minimum nécessaire
et à les adapter au fur et à mesure de l’évolution des besoins.
• Recherche d’un optimum global, à long terme: elle consiste à comparer d’un
point de vue technico-économique les variantes envisagées selon les quatre
premiers axes de réflexion.
23
Par infrastructure, on désigne les éléments principaux des réseaux: lignes, câbles, postes, transformateurs, batteries
de condensateurs. Il s’agit des installations les plus encombrantes, qui représentent à la fois les investissements les
plus importants et les atteintes les plus fortes à l'environnement. Par équipement, on désigne toute autre installation
du réseau (appareils de coupure, de mesure, protections, etc.). Il s’agit des installations de contrôle et de commande
du réseau.
24
En matière d’enfouissement des lignes électriques, Elia se conforme à l’article 253 de l’arrêté du 16 octobre 2003 du
Gouvernement wallon relatif au règlement technique pour la gestion du réseau de transport local d’électricité en
Région wallonne et l’accès à celui-ci.
A38
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Exploration des possibilités de modification topologique
Par modification topologique, on entend la modification de connexions des
différentes liaisons et transformateurs aux jeux de barres d'un poste lorsque ce
poste peut être exploité à jeux de barres séparés.
Des modifications peuvent être réalisées simultanément dans plusieurs postes
pour en augmenter l'efficacité. Une autre possibilité consiste à exploiter,
couplage ouvert, des jeux de barres d'un poste dont le couplage était
jusqu'alors fermé.
Les coûts d’investissement relatifs à des modifications d'exploitation de jeux de
barres sont pratiquement nuls: ils sont uniquement générés par l’installation
éventuelle d’un jeu de barres supplémentaire en vue d’assurer la sécurité
d’exploitation du réseau, y compris en cas d’entretien d’un jeu de barres.
Dans certains cas, la mise hors service ou en service de certains éléments de
réseau en fonction de la présence ou non d'une machine de production peut
également constituer une démarche topologique efficace. Cette mesure, déjà
envisagée pour certaines machines de production et certains transformateurs
380/150 kV, pourrait être étendue aux autres niveaux de tension.
La mise en œuvre de ce type de mesure reste cependant limitée parce qu’elle
augmente la complexité et, de là, diminue la sécurité d’exploitation du réseau.
Recherche d’une meilleure utilisation des infrastructures existantes
Le deuxième axe de réflexion porte sur les possibilités de renforcement des
infrastructures existantes. Dans les sections ci-après, nous envisageons
successivement les possibilités de renforcement des lignes aériennes et des
postes de transformation.
Possibilités de renforcement de lignes aériennes
En cas de surcharge d’une ligne aérienne lors de la simulation de certains
incidents, la pose d’un deuxième terne constitue une première solution
envisageable, si celui-ci n'est pas encore réalisé.
Les possibilités de renforcement des conducteurs d’une ligne existante sont
également étudiées, même si elles sont relativement limitées. En effet, des
conducteurs plus puissants induisent, en principe, des efforts mécaniques plus
importants sur les pylônes, ce qui peut nécessiter le renforcement des
structures méta lliques et même des fondations. Ainsi, le coût de ces
investissements peut s’avérer prohibitif et même parfois atteindre le coût de la
reconstruction complète de la ligne.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A39
Possibilités de renforcement des transformateurs
Lorsque la puissance de transformation d'un poste devient insuffisante, la
première solution envisagée est son renforcement, soit par le remplacement des
transformateurs existants par des transformateurs plus puissants, soit par
l'installation, dans le poste existant, de transformateurs supplémentaires. En
effet, les coûts fixes liés à la création d'un nouveau poste sont relativement
élevés.
Néanmoins, il arrive que ces solutions s’avèrent impossibles faute d’espace
disponible ou de potentiel d’évacuation de la puissance.
La saturation des postes d'alimentation du réseau à moyenne tension est
essentiellement générée par le réseau à moyenne tension lui-même. En effet,
les voiries à la sortie du poste peuvent être complètement occupées par tous les
câbles de moyenne tension nécessaires à évacuer la puissance. En outre,
l’étendue géographique de la zone d'alimentation en moyenne tension du poste
est limitée: en effet, à grande distance, les chutes de tension le long des câbles
deviennent trop importantes et les critères de tension en bout de réseau à
moyenne tension ne sont plus respectés.
Etude de réalisation de nouvelles infrastructures
La création de nouvelles infrastructures constitue un troisième axe de réflexion.
Les démarches relatives à la création de nouvelles liaisons ou de nouveaux
postes sont explicitées ci-après.
Le choix des nouvelles infrastructures est réalisé parmi une liste limitée
d'insta llations standardisées. En effet, dans un souci de rationalisation des
coûts, le gestionnaire de réseau se limite dans le choix des puissances
nominales des installations. Des études théoriques réalisées régulièrement,
basées sur l'évolution des prix des équipements et des techniques, assurent un
dimensionnement optimal de ces installations.
Démarche relative à la création de nouvelles liaisons
Du point de vue économique, parmi les solutions qui permettent le
rétablissement des critères techniques d’adéquation, la liaison optimale est la
liaison la plus courte entre deux nœuds de réseau. La démarche effectuée à cet
effet est intuitive. En effet, vu le grand nombre de nœuds existants dans le
réseau, il est impossible d’examiner toutes les possibilités consistant à en relier
deux entre eux, au sens combinatoire. Par ailleurs, la possibilité de créer de
nouveaux nœuds augmente encore le nombre de situations envisageables.
Finalement, on retient la solution qui combine la distance minimale (et le coût
minimal) avec une réalisation compatible avec l’aménagement du territoire.
Démarche relative à la création de nouveaux postes
Le principal critère de choix relatif à l’implantation d’un nouveau poste est la
distance par rapport aux infrastructures existantes. Il s’agit de minimiser la
longueur des liaisons à créer.
A40
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Néanmoins, deux autres critères sont également prépondérants:
• le niveau de difficulté d’implantation de nouvelles installations, lié aux
contraintes imposées par l’aménagement du territoire;
• la proximité du poste par rapport au centre de gravité des charges à
alimenter; à cet effet, il s’agit d’examiner la position de ce centre de gravité
dans la situation actuelle mais également sur base des perspectives
d’évolution des consommations à plus long terme.
La minimisation de la distance d’un nouveau poste par rapport aux liaisons
existantes est en parfaite concordance avec les objectifs de l'aménagement du
territoire. Par ailleurs, l’implantation des nouveaux postes est réalisée de
préférence dans des zones réservées à l'industrie.
Les critères énoncés ci-avant ne sont pas toujours compatibles entre eux. Ils
font alors nécessairement l’objet d’arbitrages.
Analyse de l’étalement dans le temps des investissements
Lors de l’élaboration de solutions à long terme, l’étalement dans le temps des
investissements est examiné. En effet, l’évolution de la consommation
d’électricité est caractérisée par un accroissement assez constant au cours des
années. Par contre, un investissement donné permet d’accroître en une fois la
capacité du réseau. Par conséquent, la réalisation d’un investissement suscite
en général un surplus de capacité à court terme. Dès lors, la réalisation d’un
investissement par étapes successives permet de mieux ajuster l’accroissement
de capacité en fonction de l’évolution de la consommation. Cette solution
permet en outre d’en réduire le coût étant donné l’étalement des
investissements dans le temps.
Cette méthode est d'application courante lors de la création d'un nouveau point
d'alimentation dans le réseau à moyenne tension:
• le premier investissement consiste à réaliser le nouveau poste et à le
raccorder au réseau existant; un seul transformateur HT/MT y est alors
installé et le secours de ce transformateur est assuré par le réseau à moyenne
tension;
• le deuxième transformateur est installé quand le réseau existant ne permet
plus d’assurer le secours en cas d’absence du premier transformateur.
Recherche d’un optimum global à long terme
Les différentes variantes de renforcement relatives à un goulet d’étranglement
donné font l’objet d'une comparaison technico-économique, basée sur le coût
barémique des différents ouvrages envisagés.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A41
Dans le cas d’investissements étalés dans le temps, la comparaison des
variantes est réalisée sur base de la valeur actualisée des coûts
d’investissement. Le taux d’actualisation qui est utilisé à cette fin est le WACC
(Weighted Average Cost of Capital) d’Elia. En outre, la comparaison est faite
sur une période suffisamment longue: il s’agit de s’assurer que la solution
retenue est valable à long terme et qu'elle ne risque pas d’engendrer des coûts
échoués25.
La principale difficulté liée à l’évaluation technico-économique réside dans la
définition des variantes. Il faut en effet déterminer le cadre de comparaison de
celles-ci afin de prendre en considération tous les éléments qui engendrent des
différences de coûts significatives. Selon les cas, la comparaison portera
uniquement sur les coûts d’investissements ou elle sera étendue à d’autres
éléments de coûts encourus par le gestionnaire de réseau, dont par exemple:
• le niveau de pertes dans le réseau;
• les coûts d'entretien et de maintenance, en cas d'équipements de types
différents;
• la levée de congestion ou, en d’autres termes, l’imposition aux producteurs,
contre rétribution financière par le gestionnaire de réseau, d’un
fonctionnement obligé de machines de production en vue de veiller à la
sécurité du réseau.
Postes d’alimentation du réseau à moyenne tension
Une difficulté supplémentaire apparaît dans le cadre des postes d'alimentation
du réseau à moyenne tension. La recherche de l'optimum économique doit être
réalisée du point de vue global pour les réseaux à haute et moyenne tension,
réseaux gérés par différents gestionnaires de réseau. Il s’agit de déterminer les
investissements assurant l’optimum collectif et d’éviter des investissements
légers en haute tension qui induiraient des investissements conséquents en
moyenne tension et vice-versa. Dans cette optique, les différents gestionnaires
de réseau déterminent en concertation l’investissement représentant l'optimum
économique global pour l'utilisateur final.
La procédure suivie s’inscrit dans les intentions des législateurs fédéraux et
régionaux qui prévoient une concertation entre les différents gestionnaires de
réseau afin d’optimiser le développement de leurs réseaux respectifs26.
Transferts de consommation des niveaux de tension de 70 kV et
inférieurs vers les niveaux de tension de 220 à 150 kV
L’optimum socio-économique est également recherché concernant le réseau à
haute tension géré entièrement par Elia, qu’il relève de compétences régionales
ou fédérales.
En effet, des études ont montré qu’il est économiquement préférable de
favoriser le réseau 220-150 kV et la transformation directe à partir de ce réseau
vers les réseaux à moyenne tension, étant donné la tendance à développer les
nouvelles liaisons en câbles souterrains dans ce réseau.
25
26
Par coûts échoués, on entend des coûts relatifs à des installations devenues superflues.
Art. 233 de l’Arrêté du Gouvernement wallon du 16 octobre 2003 relatif au règlement technique pour la gestion du
réseau de transport local d’électricité et l’accès à celui-ci.
A42
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Le renforcement de l’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir
du réseau 220-150 kV, par l'installation de transformateurs 220-150 kV/MT, a
lieu:
• à l’occasion d’un renforcement de la puissance de transformation vers le
réseau à moyenne tension;
• lorsqu’il permet d’éviter des renforcements du réseau de niveau de tension
70 kV et inférieur et/ou des transformations des niveaux de tension 220150 kV vers les niveaux de tension de 70 kV et inférieur.
Cette approche ne peut néanmoins être généralisée. En effet, elle n’est pas
mise en œuvre dans les zones où:
• le réseau 220-150 kV est absent;
• le réseau de niveau de tension 70 kV et inférieur est suffisamment bien
développé;
• la densité de charge est faible.
Politique générale de débouclage du réseau 70 kV
La consommation électrique continue à augmenter en Belgique et le maillage du
réseau 150 kV devient de plus en plus important. Dans ce contexte, il faut
éviter que des écoulements alternatifs ne se produisent dans les réseaux
70 kV27. En effet, des flux importants dans le réseau 150 kV risqueraient de
solliciter le réseau 70 kV et d’y générer des goulets d’étranglement. Ces goulets
d’étranglement limiteraient alors la capacité du réseau 150 kV et
nécessiteraient, si aucune autre mesure alternative n’était prise, des
renforcements du réseau 70 kV.
Afin d’éviter cette situation, une politique de débouclage des réseaux 70 kV est
mise en œuvre, chaque fois que cela est possible. A cet effet, le réseau 70 kV
doit idéalement être exploité en poches indépendantes, alimentées par des
transformateurs 150/70 kV qui assurent la sécurité d'alimentation et évitent
l’utilisation des secours en 70 kV entre poches.
Pour cette même raison, les réseaux 36-30 kV sont exploités en poches
indépendantes alimentées par des transformateurs 150/36-30 kV.
27
Le réseau 70 kV est en effet moins puissant que le réseau 150 kV.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A43
4.2.2
EVALUATION ENVIRONNEMENTALE
Le développement du réseau s’inscrit dans le cadre de la déclaration de politique
environnementale d’Elia reprise ci-après.
Déclaration de politique environnementale
Le politique environnementale d’Elia repose sur les grands principes suivants:
Nous nous engageons
Nous intégrons un développement durable et plus
particulièrement le respect de l’environnement dans nos
opérations quotidiennes et dans le développement de nos
activités à long terme. Pour ce faire, nous élaborons des
axes de travail et des plans d’action concrets.
Nous voulons savoir
Nous étudions les incidences environnementales de nos
infrastructures et de nos activités, nous en assurons le suivi
et nous en dressons l’inventaire. Nous consentons des
efforts substantiels dans la recherche et le développement
de techniques et de processus respectueux de
l’environnement et à haute rentabilité énergétique.
Nous faisons
Nous nous efforçons de minimaliser les incidences
environnementales de nos infrastructures et de nos activités.
Nous exploitons notre infrastructure et exerçons nos
activités sur la base des meilleures techniques disponibles.
Nous limitons l’aménagement de nouvelles infrastructures
grâce à une utilisation optimale des infrastructures
existantes.
Nous corrigeons
Nous évaluons nos prestations environnementales sur une
base régulière et corrigeons la politique et les plans d’action
en cas de nécessité.
A44
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Nous répartissons les responsabilités
Nous associons activement nos collaborateurs à la politique
environnementale et assurons les formations nécessaires
pour leur permettre de traduire cet engagement dans leur
pratique journalière. Le respect de l’environnement au sein
d’Elia est la responsabilité de tous et à tous les niveaux de
l’entreprise.
Nous faisons davantage
Nous entendons nous engager dans le domaine de la
protection de l’environnement chaque fois que la politique
d’entreprise le permet.
Nous informons
Nous recherchons à engager un dialogue constructif avec
les autorités, les institutions et les organismes chargés de
l’environnement, les utilisateurs du réseau et le public.
Nous informons régulièrement sur les incidences
environnementales de nos activité s, sur notre politique
environnementale, sur nos actions et nos prestations dans
le domaine de l’environnement.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A45
Evaluation des impacts sur l’environnement
Le renforcement du réseau retenu parmi les variantes envisageables selon les
critères technico-économiques énoncés à la section 4.2.1 ci-avant minimise
dans la mesure du possible l'impact sur l'environnement. A titre d’exemple, la
politique visant à favoriser le développement des infrastructures existantes
minimise de fait l'influence sur l'environnement.
Néanmoins, dès le stade d’élaboration des variantes, un rapide examen est
réalisé afin d’écarter les renforcements d’infrastructures existantes qui
engendreraient, pour des raisons spécifiques, un impact déterminant sur
l’environnement.
Par exemple:
• dans certains cas particuliers, l’extension des postes existants imbriqués dans
une zone d'habitat, même si elle est encore possible physiquement, n'est plus
envisagée: un nouveau poste est alors créé; éventuellement, il reprend les
fonctions du poste existant;
• dans le cadre de la réalisation de nouvelles infrastructures28, la recherche de
la solution de renforcement est guidée par la volonté de minimiser l’impact sur
l’environnement. Par ailleurs, l’étude de faisabilité de nouvelles installations
prend en compte les contraintes relatives à l’aménagement du territoire et
plus particulièrement celles qui sont liées aux zones d'habitat et aux zones
protégées (Natura 2000, parcs naturels, …).
En outre, pour toutes les nouvelles installations et à l'occasion de projets dans
des postes existants, toutes les mesures sont mises en œuvre pour réduire
l'impact de nos installations sur l'environnement, en matière de:
• bruit;
• pollution du sol et des nappes phréatiques;
• impact visuel.
Réduction du bruit
La source majeure de bruit dans le réseau est générée par les transformateurs.
L'achat de transformateurs à très faible niveau de bruit fait l’objet d’une
politique en matière de développement du réseau d’électricité depuis de
nombreuses années.
En outre, lors de la réalisation d'un nouveau poste ou lors du renforcement de la
puissance de transformation d'un poste existant, une mesure du bruit généré
par les transformateurs existants est effectuée. Sur base de celle-ci, une
simulation de la situation envisagée après renforcements de transformation29
est réalisée afin d’estimer les niveaux de bruit atteints dans cette situation.
Ainsi, les éventuelles mesures de réduction de bruit sont élaborées dès la
conception du projet pour répondre aux normes de bruit imposées par les
réglementations environnementales.
28
En matière d’enfouissement des lignes électriques, Elia se conforme à l’article 253 de l’arrêté du 16 octobre 2003 du
Gouvernement wallon relatif au règlement technique pour la gestion du réseau de transport local d’électricité en
Région wallonne et l’accès à celui-ci.
29
Les renforcements de transformation consistent à:
• remplacer des transformateurs existants par des transformateurs plus puissants;
• installer des transformateurs supplémentaires.
A46
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Protection du sol et des nappes phréatiques
La plus grande source potentielle de pollution du sol et des nappes phréatiques
dans les postes est constituée par le grand volume d'huile minérale contenu
dans les transformateurs.
Actuellement, la mesure de protection consiste à équiper les transformateurs
d’une cuve étanche de rétention de l'huile, en béton: en cas d'accident sur un
transformateur provoquant la rupture de la cuve métallique de celui-ci, la cuve
en béton permet de confiner et de récupérer l'huile qui s'échapperait du
transformateur et d’éviter ainsi qu’elle ne se répande dans la nature.
La politique d’Elia consiste à équiper d'une cuve étanche de rétention de l'huile:
• tous les nouveaux transformateurs;
• les transformateurs existants, à l’occasion de projets de grande envergure
dans les postes.
Réduction de l'impact visuel
Les principales sources de gêne visuelle relative aux installations électriques
sont engendrées, d’une part, par les lignes aériennes et, d’autre part, par les
postes de transformation.
Politique de réduction de l’impact visuel liée aux lignes aériennes
Afin de réduire l’impact visuel, la politique en matière de développement du
réseau d’électricité consiste, depuis de nombreuses années, à privilégier, dans
les réseaux 150 à 30 kV, la réalisation des nouvelles liaisons en câble
souterrain.
En outre, les câbles sont posés de manière prioritaire dans les voiries publiques,
et sont ainsi regroupés avec les installations souterraines des autres sociétés de
service public.
Politique de réduction de l’impact visuel lié aux postes de transformation
Dans le cadre de la réalisation de nouveaux postes, un plan d’aménagement du
site est réalisé en concertation avec les administrations compétentes. Il vise à
réduire l'impact visuel engendré par le poste, par exemple en plantant des
écrans de verdure en son pourtour.
Par ailleurs, les réalisations modernes des postes sont actuellement fortement
allégées du point de vue visuel par l’utilisation des jeux de barres en tubes
posés au lieu de jeux de barres en câbles tendus.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A47
A48
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Annexe au chapitre 5 :
Réseau de
transport local
d e r é fé r e n c e
2006
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A49
A50
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES
Cette annexe reprend la description des renforcements planifiés à l’horizon 2005
qui ont été approuvés suite au Plan d’Adapta tion 2003-2010 et dont la mise en
service est actuellement planifiée à partir du 1er janvier 2006.
Les investissements engagés à l’horizon 2003, dont la description a été détaillée
au chapitre 5 du Plan d’Adaptation 2003-2010 sont réalisées ou planifiés avant
le 1er janvier 2006. Ils ne font plus l’objet de cette annexe.
Les sections ci-après sont consacrées à la description des investissements
préconisés par Elia à l’horizon 2005 dans le Plan d’Adaptation 2003-2010. Les
justifications de renforcement reprises ci-après ont déjà été fournies au
chapitre 6 du Plan d’Adaptation 2003-2010.
Brabant wallon
Nouveau transformateur 150/15 kV à Nivelles
Le renforcement de la transformation à Nivelles est induit par l’accroissement de
la consommation locale. Actuellement, le poste de Nivelles n'est alimenté que
par un seul transformateur 150/15 kV (30 MVA) dont le secours est constitué
d’une liaison de forte capacité (24 MVA) en moyenne tension à partir du poste
de Baulers. Ce secours devient insuffisant, ce qui justifie l’installation du
deuxième transformateur 150/15 kV (50 MVA) à Nivelles. La liaison de forte
capacité pourra servir au secours du poste de Baulers et reporter ainsi des
investissements de renforcement de ce poste.
Nouveau transformateur 150/15 kV à Oisquercq
Pour faire face à la forte augmentation de la charge locale, un troisième
transformateur 150/15 kV de 50 MVA sera installé et une deuxième cabine MT
sera construite.
L’augmentation de charge est principalement due à au développement de
nouvelles activités industrielles. Les critères de dimensionnement ne sont plus
respectés.
Hainaut
Nouveau transformateur 150/10 kV à Gouy
Pour couvrir l’augmentation de charge due principalement au développement
d’un zoning industriel, il faut renforcer la puissance de transformation du poste
de Gouy. Deux possibilités ont été envisagées:
• le remplacement des deux transformateurs 70/10 kV de 20 MVA par deux
transformateurs 70/10 kV de 40 MVA;
• le passage de la charge en 150 kV.
La seconde option a été retenue. Elle s’inscrit dans la politique de renforcement
de l’alimentation directe des réseaux à moyenne tension à partir du réseau
150 kV. La charge est alimentée en temps normal par le nouveau
transformateur 150/10 kV de 40 MVA. Les 2 transformateurs existants 70/10 kV
de 20 MVA sont raccordés en monobloc en tant qu'alimentation de secours.
ANNEXES
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
A51
Hainaut-Namur
Nouveau câble 150 kV entre Monceau et Thy-le-Château
Le nouveau transformateur 150/70 kV de Thy-le-Château, qui sera installé dans
un nouveau poste, est indispensable à la sécurité d’alimentation de la boucle
Neuville-Couvin-Solre-St-Géry-Clermont-Thy-le-Château-Hanzinelle.
Il sera alimenté via un câble 150 kV de 21 km, à partir du poste de Monceau.
Province de Liège
Renforcement de la puissance de transformation 70/15 kV à
Butgenbach
Le renforcement de la puissance de transformation du poste de Butgenbach est
justifié par un projet de raccordement d’un deuxième parc d’éoliennes.
Nouvelle liaison 70 kV Brume-Cierreux
Suite aux prévisions d’accroissement de consommation, un transformateur
380/70 kV sera installé dans la région de Brume-Cierreux dans le poste de
Brume. Il sera raccordé au poste 70 kV de Cierreux via un nouveau câble 70 kV
entre Brume et Cierreux, d’une longueur de 21,4 km.
Nouveau transformateur 150/70 kV à Eupen, nouveau câble 150 kV
Lixhe-Battice et passage en 150 kV d’un terne 70 kV de la ligne BatticeEupen
La croissance de la consommation électrique de la région d'Eupen nécessite de
renforcer:
• la puissance de transformation à la fois vers le réseau 70 kV et vers le réseau
15 kV à Eupen par l’installation d’un transformateur 150/70kV
supplémentaire, dont le tertiaire alimentera la cabine 15 kV;
• l'alimentation 150 kV de toute la région Est de la Belgique (Verviers – Eupen)
à partir du poste de Lixhe: un nouveau câble 150 kV devra être posé entre
Lixhe et Battice; il sera prolongé jusqu’à Eupen par un terne 70 kV de la ligne
Battice-Eupen porté à 150 kV.
Lixhe est retenu en tant que poste source car la pose d'un câble Battice-Lixhe
permettra plus tard de réaliser une boucle via le câble Battice-Bressoux pour
soutenir le 150 kV de Bressoux au départ du 380 kV de Lixhe.
A52
Plan d’Adaptation 2006 – 2013 - version définitive
ANNEXES