plan-d-investissement

ANNEXES Plan d’Investissements 2006 – 2013 A1

Annexes

Région de Bruxelles-Capitale 30 juin 2005

A2 Plan d’Investissements 2006 – 2013 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 de Bruxelles-Capitale 30 juin 2005



TABLE DES MATIÈRES

Annexe au chapitre 1 : Méthodologie du développement du réseau d’électricité A9

1.1 RÔLE ET STRUCTURE DU RÉSEAU D’ÉLECTRICITÉ A11 1.1.1 Généralités A11 1.1.2 Le réseau de transport en Belgique A11

1.2 STRUCTURE GÉNÉRALE DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL DE LA RÉGION DE BRUXELLES-CAPITALE A14 1.2.1 Le réseau 150 kV A14 1.2.2 Le réseau 36 kV A14 1.2.3 Le réseau à moyenne tension A15

1.3 MÉTHODOLOGIE DU DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU D’ÉLECTRICITÉ A15 1.3.1 Incertitudes caractérisant le développement du réseau

de transport régional de la Région de Bruxelles-Capitale A15 1.4 LES DEUX HORIZONS-CLÉS DU PLAN D’INVESTISSEMENTS A16

Annexe au chapitre 2 : Evolution de la consommation A19

2.1 CADRE MACROÉNERGETIQUE DE RÉFÉRENCE A22 2.2 MODÉLISATION DE LA CONSOMMATION POUR CHAQUE

CONSOMMATION LOCALE A23 2.2.1 Analyse des observations du passé A26 2.2.2 Prévisions «brutes» de consommations locales A27 2.2.3 Prévisions «finales» de consommations locales A28

Annexe au chapitre 3 : Evolution de la production A29

Annexe au chapitre 4 : Critères de développement du réseau de transport régional A33

4.1 CRITÈRES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL, DANS LE CADRE DES MÉTHODES CLASSIQUES A35 4.1.1 Description du modèle d’écoulement de charge sur le réseau

d’électricité A35 4.1.2 Méthodes de dimensionnement A36 4.1.3 Critères de développement A39 4.1.4 Infrastructure et équipements standard A41

4.2 EVALUATION ÉCONOMIQUE ET ENVIRONNEMENTALE A42 4.2.1 Evaluation économique A42 4.2.2 Evaluation environnementale A46


Annexe au chapitre 5 : Réseau de transport régional de référence 2006 A49

5.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIÉS À L’HORIZON 2005 A51 5.1.1 Renforcements du réseau de transport régional liés à

l’accroissement des consommations du réseau à moyenne tension A51

5.1.2 Renforcements du réseau de transport régional liés à la restructuration du réseau visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par trois transformateurs 150/36 kV A52

5.2 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIÉS À L’HORIZON 2006 A53 5.2.1 Renforcements du réseau de transport régional lié à

l’accroissement des consommations du réseau à moyenne tension A53

5.2.2 Renforcements du réseau de transport régional lié à la restrucuturation du réseau visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par trois transformateurs 150/36 kV A53

Annexe au chapitre 8 : Maintien de la fiabilité du réseau existant A55

8.1 POLITIQUES DE REMPLACEMENT D’ELIA A57 8.1.1 Politique de remplacement des disjoncteurs A57 8.1.2 Politique de remplacement des protections A57 8.1.3 Politique d’installation de verrouillages électriques A57 8.1.4 Politique d’amélioration du télécontrôle A58 8.1.5 Investissements relatifs à la modernisation de la télécommande

centralisée du réseau 36 kV A58 8.1.6 Politique de rénovation des cabines à moyenne tension A59 8.1.7 Politique de rénovation d'équipements divers A59

8.2 GESTION DES PRIORITÉS RELATIVES AUX POLITIQUES DE REMPLACEMENT D’ELIA A59 8.2.1 Les installations de type poste A60 8.2.2 Les installations de type liaison A61

Annexe au chapitre 9 : Protection de l’environnement A63

9.1 POLITIQUE DE RÉDUCTION DU BRUIT A65 9.2 POLITIQUE DE PROTECTION DU SOL ET DES NAPPES PHRÉATIQUES A65 9.3 RÉDUCTION DE L'IMPACT VISUEL A66

9.3.1 Politique de réduction de l’impact visuel lié aux lignes aériennes A66

9.3.2 Politique de réduction de l’impact visuel lié aux postes de transformation A66

9.4 POLITIQUE D’ÉLIMINATION DES ÉQUIPEMENTS CONTENANT DES PCB A67


LISTE DES FIGURES ET TABLEAUX Tableau 1.1 : Longueur géographique du réseau à haute tension belge A12 Figure 1.2 : Schéma géographique du réseau belge à 380 kV A12 Figure 2.1 : Approche relative à l’élaboration des prévisions

de consommation A21 Figure 2.2 : Exemple de consommation locale de distribution

pour 4 jours types A24 Figure 2.3 : Exemple de consommation locale industrielle

pour 4 jours types A24 Figure 2.4 : Autre exemple de consommation locale industrielle

pour 4 jours types A25 Figure 2.5 : Exemple de consommation locale industrielle

de type «four sidérurgique de nuit» pour 4 jours types A25



Annexe au chapitre 1: Méthodologie du développement du réseau d’électricité



1.1 ROLE 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 de transport géré par Elia System Operator (« Elia »), gestionnaire de réseau, 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’Investissements 2004-2012, 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.


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


• 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 70/36/30 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. Par ailleurs, toutes les décisions qui concernent le développement du réseau dans le terme pris en compte par le Plan d’Investissements n’ont pas la même

2 Source d’Energies Renouvelables


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 STRUCTURE GENERALE DU RESEAU DE TRANSPORT REGIONAL

DE LA REGION DE BRUXELLES-CAPITALE Les consommateurs de la Région de Bruxelles-Capitale sont alimentés par le réseau de niveaux de tension 150 et 36 kV ou par le réseau à moyenne tension (11 kV, 6 kV et 5 kV) ou à basse tension. Le réseau de niveaux de tension 150 kV et 36 kV est géré par Elia et le réseau de niveau de tension inférieure par Sibelga, gestionnaire de réseau de distribution. La grande majorité du réseau se compose de câbles souterrains. Le réseau 150 kV est constitué essentiellement d’un «ring» électrique situé en dehors de la région. Ce «ring» s'appuie sur 3 postes de transformation 380/150 kV situés à Vilvoorde (Verbrande Brug), à Drogenbos et à Dilbeek (Bruegel). À l’intérieur de ce «ring», à partir de ces postes 380/150 kV, le réseau 150kV est essentiellement constitué de liaisons radiales. En outre, une unité TGV de 460 MW et une autre de 385 MW sont raccordées respectivement aux postes 380/150 kV de Drogenbos et Vilvoorde. Elles injectent en 150 kV. Le réseau à moyenne tension est alimenté, soit à partir du réseau 36 kV, soit directement à partir du réseau 150 kV.

1.2.1 LE RESEAU 150 KV

L’exploitation du réseau 150 kV repose sur une configuration en deux poches, l'une s'appuyant sur le poste 380/150 kV de Vilvoorde, l'autre sur le poste 380/150 kV de Drogenbos. Pour permettre le secours mutuel entre poches et assurer la fiabilité de l’alimentation en cas d’incident dans l’une d’entre elles, les deux poches sont reliées entre elles en permanence par le poste 380/150 kV de Bruegel. Le poste d'Ixelles permet également d’établir une connexion en 150 kV entre ces deux poches. En situation normale, il est exploité à couplage ouvert.

1.2.2 LE RESEAU 36 KV

Le réseau 36 kV a été divisé en poches, représentées dans différentes couleurs à la figure 5.1. Chacune d’entre elles est alimentée par deux ou trois transformateurs 150/36 kV, afin d’y limiter la puissance de court-circuit.


Chaque poche comporte un certain nombre de sous-stations 36 kV, reliées entre elles par des câbles souterrains. Chaque sous-station 36 kV comprend plusieurs transformateurs 36 kV/MT et constitue un point d'alimentation du réseau à moyenne tension. Les poches alimentées par deux transformateurs 150/36 kV sont regroupées deux à deux en cas d'indisponibilité d'un transformateur 150/36 kV en raison de travaux ou d’incident sur le réseau.

1.2.3 LE RESEAU A MOYENNE TENSION

Le réseau à moyenne tension est alimenté, soit directement à partir du réseau 150 kV par des transformateurs 150/MT d'une puissance de 50 MVA, soit à partir du réseau 36 kV par des transformateurs 36/MT dont les puissances varient entre 12 et 50 MVA. Dans la Région de Bruxelles-Capitale, on rencontre essentiellement deux niveaux de moyenne tension : le 5 kV et le 11 kV. Le réseau le plus ancien a été développé en 5 kV et 6 kV; les rénovations et extensions de réseau sont réalisées en 11 kV. La coexistence de ces niveaux de tension, dans certains points d'alimentation, impose d’y installer des transformateurs HT/MT qui alimentent les deux niveaux de tension en sécurité.

1.3 METHODOLOGIE DU DEVELOPPEMENT DU RESEAU

D’ELECTRICITE

1.3.1 INCERTITUDES CARACTERISANT LE DEVELOPPEMENT DU RESEAU DE

TRANSPORT REGIONAL DE LA REGION DE BRUXELLES-CAPITALE

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. Ainsi, 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 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’Investissements 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.

1.4 LES DEUX HORIZONS-CLES DU PLAN D’INVESTISSEMENTS 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’Investissements 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’Investissements. 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. 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’Investissements. 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

3 Elle suit une courbe en S.


de proposer un portefeuille de pistes d’investissements dans le réseau et de s’assurer que les décisions adoptées dans le cadre de la première phase permettent un développement futur optimal. Elles doivent en outre être compatibles avec l’ensemble des scénarios envisagés dans la seconde phase du développement. En ce qui concerne cette période, le Plan d’Investissements 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’Investissements suivants; cette réévaluation conduira alors à son tour à des décisions précises et engageantes.



Annexe au chapitre 2: Evolution de la consommation



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 perspectiv es 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.


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 élevées. 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’Investissements 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.


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 Ce phénomène résulte en principe d’avantages tarifaires négociés avec les producteurs. 6 Mercredi d’hiver (27/11/2002) – samedi d’hiver (30/11/2002) – mercredi d’été (10/7/2002) – samedi d’été

(13/7/2002).


Figure 2.2 : Exemple de consommation locale de distribution pour 4 jours types

Figure 2.3 : Exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types


Figure 2.4 : Autre exemple de consommation locale industrielle pour 4 jours types

Figure 2.5 : Exemple de consommation locale industrielle de type «four sidérurgique de nuit»7 pour 4 jours

types

Le réseau d’électricité doit être dimensionné de façon à procurer dans la mesure du possible 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 de la pointe de la zone d’influence8 pour le réseau 36 kV.

7 Il s’agit d’un client pour lequel le contrat prévoit un prélèvement durant les heures creuses, soit la nuit et les W-E. 8 En 36 kV, la zone d’influence correspond à la poche 36 kV.


Dans la suite de ce chapitre nous désignerons par «pointe», la pointe de la zone d’influence. 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.

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 déterminées9. 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». « 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 CONSOMMATIONS LOCALES

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 elles sont raccordées.

9 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.


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’utilisateur10. • Pour les consommations de la distribution11, Elia établit, en concertation avec

le gestionnaire 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 CONSOMMATIONS LOCALES

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.

10 En cas d’absence de déclaration de la part de l’utilisateur, un taux de croissance nul est appliqué. 11 Prélèvements effectués par les gestionnaires des réseaux de distribution desservant les consommateurs raccordés en

moyenne et basse tension.


Annexe au chapitre 3: Evolution de la production



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’Investissements s’appuie sur les diverses sources d’information disponibles, dont principalement : • le Programme Indicatif des moyens de production12; • 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 raccordement13 auprès du gestionnaire du réseau de

transport et auprès de certains gestionnaires de réseau de distribution; − 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 Gent;

• 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, Amercoeur 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.

12 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.

13 Avis, études d’orientation et études détaillées.



Annexe au chapitre 4: Critères de développement du réseau de transport régional



4.1 CRITERES TECHNIQUES DE DIMENSIONNEMENT DU RESEAU

DE TRANSPORT REGIONAL, DANS LE CADRE DES METHODES

CLASSIQUES

4.1.1 DESCRIPTION DU MODELE 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 stabilité 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 toutes les caractéristiques électriques (résistance, inductance, capacité,...) de chaque élément de réseau, ainsi que leurs limites d'utilisation (puissance nominale, tenue au court-circuit,...).


Les réseaux étrangers Le réseau belge s’inscrit dans un réseau plus vaste dont il est indissociable : le réseau UCTE 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. 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 Pour le réseau à 70/36/30 kV, seul le point de fonctionnement à la pointe est examiné14. A la pointe, toutes les infrastructures du réseau et du parc de production sont supposées disponibles15. Le plan de production16 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, ... 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.

14 Pour les réseaux de tensions supérieures, d’autres situations sont examinées. 15 On n’examine pas, à la pointe, de situation avec des indisponibilités programmées. 16 Le plan de production détermine le choix des unités de production en service.


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 réseau17 : 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 jusque 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 conséquences18 de l’incident. Les états du réseau en cas d’«incident double» Un «incident double», appelé également «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.

17 À l’exception des jeux de barres qui font l’objet d’un examen spécifique. 18 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.


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 simple19 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, pour tous les états consécutifs à un incident simple et à un incident double.

4.1.3 CRITERES DE DEVELOPPEMENT

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. 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.

19 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.


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 vent 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 aériennes20. Les transformateurs alimentant un niveau de tension 36 kV ou inférieur21 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. Productions réactives Les productions réactives des machines doivent rester dans une plage de variation admissible22 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 admise23.

20 Elles ne sont pas appliquées aux câbles car la température 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.

21 Il est question du raccordement du côté des bornes secondaires du transformateur. 22 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. 23 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.


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.

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 standard24. 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.

24 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.


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 infrastructures. • 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.

Exploration des possibilités de modifications topologiques 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’il 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 postes de transformation. 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 de 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. 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 et le report 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. 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 charge des niveaux de tension de 36 kV vers les niveaux de tension de 150 kV L’optimum socio-économique est également recherché concernant le réseau à haute tension géré entièrement par Elia, qu’il relève de compétences régionale ou fédérale.

25 Par coûts échoués, on entend des coûts relatifs à des installations devenues superflues. 26 Art. 372 de l’Arrêté Royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de

transport de l’électricité et l’accès à celui-ci.


En effet, des études ont montré qu’il est économiquement préférable de favoriser le réseau 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 dans ce réseau en câbles souterrains. Le renforcement de l’alimentation directe du réseau à moyenne tension à partir du réseau 150 kV, par l'installation de transformateurs 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 36 kV et des

transformations 150/36 kV. Cette approche ne peut néanmoins être généralisée. En effet, elle n’est pas mise en œuvre dans les zones où le réseau 150 kV est absent ou bien là où le réseau 36 kV est suffisamment bien développé.

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. 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 activités, sur notre politique environnementale, sur nos actions et nos prestations dans le domaine de l’environnement.

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 infrastructures, 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. Ces mesures sont décrites à l’annexe au chapitre 9, relative à la protection de l’environnement.


Annexe au chapitre 5: Réseau de transport régional de référence 2006



Cette annexe reprend la description des renforcements planifiés à l’horizon 2006 qui ont fait l’objet d’un avis favorable du service de régulation de l’IBGE suite aux Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 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’Investissements 2004-2011 sont ou seront en service avant la fin de l’année 2005. Les autres renforcements sont repris ci-après en deux catégories distinctes, afin de faciliter le lien avec les Plans d’Investissements 2004-2011 et 2005-2012 : • d’une part, les investissements préconisés par Elia à l’horizon 2005, dont la

mise en service était planifiée en 2004 ou 2005; leur justification a été fournie au chapitre 5 du Plan d’Investissements 2004-2011; leur description est également disponible à la section 5.1 de la présente annexe.

• d’autre part, les investissements préconisés par Elia à l’horizon 2006, dont la mise en service était planifiée en 2005 ou 2006; Leur justification a été fournie au chapitre 3 du Plan d’Investissements 2005-2012; leur description est également disponible à la section 5.2 de la présente annexe.

5.1 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIÉS À L’HORIZON

2005

5.1.1 RENFORCEMENTS DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL LIÉS À

L’ACCROISSEMENT DES CONSOMMATIONS DU RÉSEAU À MOYENNE

TENSION

Nouveau transformateur dans le poste 36/11 kV d’Elan (Watermael-Boitsfort) A Watermael-Boitsfort, l’accroissement de consommation nécessite l’installation d’un nouveau transformateur sur le site d’Elan. Le raccordement en moyenne tension du transformateur d’Elan nécessite un investissement dans la cabine 11 kV d’Elan de la part du gestionnaire de réseau de distribution. La mise en service de cet investissement, envisagée en 2007, sera réalisée en coordination avec Sibelga : bien que la pointe de consommation locale atteigne la capacité d’alimentation des transformateurs 36/11 kV, les accroissements annuels sont faibles; Sibelga a choisi, en cas de nécessité, d'approvisionner les consommateurs par des transferts de charge temporaires vers d’autres points d’alimentation. Nouveau câble 36 kV entre Elan et Ixelles Le câble Elan-Ixelles est déjà partiellement posé et devra être prolongé jusqu’à Elan. Le transformateur supplémentaire implanté sur le site d’Elan, ainsi que les deux autres transformateurs existants seront raccordés en antenne sur le poste d’Ixelles par le biais de cette nouvelle liaison. La cabine 36 kV d’Elan est amenée à disparaître.


Nouveau câble 36 kV entre Héliport et Armateurs Le bouclage de la poche Héliport-Molenbeek avec celle de Schaerbeek- Relegem, réalisé aujourd’hui à Armateurs, sera déplacé vers Héliport. A cet effet, la pose d’un câble est nécessaire entre Armateurs et Héliport. Le poste d’Armateurs sera supprimé à la demande du Port de Bruxelles qui est propriétaire du terrain, dans le cadre du réaménagement de cet espace en zone d’intérêt régional.

5.1.2 RENFORCEMENTS DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL LIÉS À LA

RESTRUCTURATION DU RÉSEAU VISANT À UNE CONFIGURATION EN

POCHES 36 KV ALIMENTÉES PAR TROIS TRANSFORMATEURS

150/36 KV

Bien que la politique de restructuration du réseau 36 kV, visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par trois transformateurs 150/36 kV, soit en cours de mise en œuvre, aucun investissement de ce type n’est envisagé en 2005. Deux poches existantes seront réaménagées : • Dhanis – Ixelles deviendra Dhanis – Nouveau Ixelles • Rhode-St.Genèse – Ixelles – Volta deviendra Rhode-St.Genèse – Ixelles –

Ixelles Actuellement, les trois cabines 36 kV Ixelles, Nouveau Ixelles et Volta sont implantées sur le même site. Le poste Nouveau Ixelles fait partie de la poche Dhanis-Ixelles. Le poste Volta appartient à la poche Ixelles-Rhode St. Genèse-Volta. Le poste Ixelles, quant à lui, est partagé entre ces deux poches, bien qu’aucun bouclage ne soit possible27. Leur réaménagement vise à simplifier l’exploitation du réseau et à supprimer le poste de Volta qui ne répond plus aux standards actuels d’Elia en termes de puissance de court-circuit. Tous les raccordements de la cabine Ixelles alimentant la poche Dhanis-Ixelles sont transférés dans le poste 36 kV «Nouveau Ixelles». Le poste d’Ixelles, quant à lui, sera équipé d’une nouvelle cabine blindée et tous les raccordements relatifs à la poche actuelle Ixelles-Rhode-Volta y seront transférés.

27 En effet, la puissance de court circuit qui serait générée par un bouclage ne respecterait pas les critères de sécurité

du réseau.


5.2 DESCRIPTION DES RENFORCEMENTS PLANIFIÉS À L’HORIZON

2006

5.2.1 RENFORCEMENTS DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL LIÉ À

L’ACCROISSEMENT DES CONSOMMATIONS DU RÉSEAU À MOYENNE

TENSION

Le renforcement de la capacité de transformation à Woluwé est induit par l’accroissement de la consommation locale. Cet investissement est réalisé en coordination avec les gestionnaires de réseau de distribution qui ont prévu le remplacement de la cabine 11 kV. La cabine est actuellement alimentée par trois transformateurs 36/11 kV de 16 MVA. Conformément à sa politique de transfert de consommation du réseau 36 kV vers le réseau 150 kV en vue de délester le réseau 36 kV, Elia préconise d’installer deux transformateurs 150/11 kV de 50 MVA. L’alternative consisterait à remplacer les trois transformateurs 36 kV de 16 MVA par trois transformateurs de 25 MVA ou par deux transformateurs 36 kV de 50 MVA. Ce transfert de consommation libère en outre trois cellules 36 kV dont le matériel, qui n’est plus fabriqué à ce jour, pourra être réutilisé à d’autres fins.

5.2.2 RENFORCEMENTS DU RÉSEAU DE TRANSPORT RÉGIONAL LIÉ À LA

RESTRUCUTURATION DU RÉSEAU VISANT À UNE CONFIGURATION EN

POCHES 36 KV ALIMENTÉES PAR TROIS TRANSFORMATEURS

150/36 KV

Bien que la politique de restructuration du réseau 36 kV, visant à une configuration en poches 36 kV alimentées par trois transformateurs 150/36 kV, soit en cours de mise en œuvre, aucun investissement de ce type n’est envisagé en 2006.



Annexe au chapitre 8: Maintien de la fiabilité du réseau existant



8.1 POLITIQUES DE REMPLACEMENT D’ELIA

8.1.1 POLITIQUE DE REMPLACEMENT DES DISJONCTEURS

La création des poches alimentées par trois transformateurs 150/36 kV modifie le niveau de puissance de court-circuit dans ces poches. Une vérification du pouvoir de coupure des disjoncteurs est réalisée dans toutes les sous-stations des poches restructurées. Tout disjoncteur dont le pouvoir de coupure se révèle insuffisant est remplacé. Cette politique entraîne, en outre, le remplacement de disjoncteurs d'une technologie plus ancienne, par des équipements modernes, plus fiables et nécessitant moins d'entretien.

8.1.2 POLITIQUE DE REMPLACEMENT DES PROTECTIONS

Deux types de protection installés en grand nombre sur les câbles 36 kV du réseau présentent des problèmes de fiabilité28. En outre, il n'y a plus moyen d'acquérir des pièces de réserve. Une politique de maintenance est mise en œuvre pour éliminer progressivement du réseau les protections de ce type : lors de tout projet important dans une sous-station, les cellules équipées de ce type de protection sont rénovées et une nouvelle armoire de protection est installée. Les armoires démontées sont utilisées pour dépanner les installations restant en service.

8.1.3 POLITIQUE D’INSTALLATION DE VERROUILLAGES ELECTRIQUES

On appelle verrouillage électrique, un équipement permettant de réduire fortement le risque de fausse manœuvre lors de changements topologiques et de la mise en service ou hors service d'installations. Le réseau 36 kV de la Région de Bruxelles-Capitale n'en est pas équipé de manière systématique. Les verrouillages électriques contribuent : • d’une part, à la sécurité physique des agents qui manœuvrent; • d’autre part, à la fiabilité du réseau en réduisant le nombre de défauts

entraînant des interruptions d'alimentation des consommateurs. La politique d’Elia, en termes de verrouillages électriques, consiste à : • installer ces verrouillages dans toutes les nouvelles cellules; • à équiper les installations existantes lors de travaux importants dans ces sous-

stations.

28 D’une part une protection différentielle, d’autre part une protection de distance.


8.1.4 POLITIQUE D’AMELIORATION DU TELECONTROLE

Dans les sous-stations 36 kV existantes, le télécontrôle est généralement limité à la commande des disjoncteurs, à la signalisation des engins de coupure (disjoncteurs et sectionneurs) et à une alarme. Les informations disponibles à distance sont souvent insuffisantes pour faire un diagnostic correct quand le dispatching détecte une anomalie dans une sous-station. Par conséquent, un agent doit être envoyé sur place pour analyser la situation et prendre des décisions adéquates. Ceci peut générer un certain délai dans la reprise de l'alimentation des consommateurs lors d'un incident grave. Afin d’améliorer le niveau de fiabilité du réseau, Elia a décidé d'augmenter la quantité et la qualité des informations rapatriées au dispatching en provenance des sous-stations existantes. À nouveau, les travaux sont réalisés à l'occasion de projets importants dans celles-ci.

8.1.5 INVESTISSEMENTS RELATIFS A LA MODERNISATION DE LA

TELECOMMANDE CENTRALISEE DU RESEAU 36 KV

Afin d’enclencher et de déclencher les systèmes bi-horaires de tarification, l'éclairage public, etc, des signaux de télécommande centralisée sont injectés dans le réseau. Afin de réduire le nombre d'installations qui injectent ces signaux, les équipements ont historiquement été placés au secondaire des transformateurs 150/36 kV, bien qu'il s'agisse d'une activité à assurer exclusivement par le gestionnaire de réseau de distribution. En outre, les signaux émis en injection série sont des signaux à fréquence musicale dont l’amplitude en bout de réseau s’affaiblit au fur et à mesure que la charge du transformateur augmente. Ainsi, aujourd’hui, en raison de l'augmentation de la charge dans les poches 36 kV et de la création de poches à trois transformateurs 150/36 kV, ce type de télécommande série devient insuffisant. Le recours à des télécommandes à injection de type parallèle permet de renforcer les signaux. L’injection de type parallèle est raccordée directement à une cellule 36 kV d’un poste et non plus à la sortie du transformateur 150/36 kV. La première étape de la politique de modernisation de la télécommande centralisée consiste à installer dans chaque nouvelle poche à trois transformateurs 150/36 kV une télécommande à injection parallèle en renforcement de l’injection série. La seconde étape de cette politique envisage le remplacement de toutes les télécommandes à injection série par des télécommandes à injection parallèle, dans les poches où des travaux d’élimination de PCB contenus dans les shunts de ces télécommandes sont entrepris. En effet, la politique d’élimination des PCB des installations de télécommandes existantes impose le remplacement d’un certain nombre de shunts. De plus, les générateurs des télécommandes sont vétustes. La comparaison des coûts générés par le remplacement des shunts et des générateurs, d’une part, et des coûts de remplacement des télécommandes, d’autre part, montre l’intérêt de remplacer les télécommandes


dans les poches concernées. Ces investissements sont pris en charge par le gestionnaire de réseau de distribution par le biais de redevances relatives à la mise à disposition et à la gestion des équipements de télécommande centralisée.

8.1.6 POLITIQUE DE RENOVATION DES CABINES A MOYENNE TENSION

Pour des raisons de fiabilité et/ou sécurité, les gestionnaires de réseau de distribution peuvent décider de rénover une sous-station à moyenne tension en y remplaçant une cabine d'alimentation existante par un tableau blindé. Le gestionnaire de réseau de transport régional participe alors à cette opération en rénovant les cellules qui relèvent de sa gestion, c’est-à-dire principalement les cellules d'arrivée des transformateurs 36 kV/MT.

8.1.7 POLITIQUE DE RENOVATION D'EQUIPEMENTS DIVERS

Lors de travaux importants dans une sous-station 36 kV, il est procédé à un examen des installations existantes. En fonction de l'état de vétusté du matériel, des remplacements et rénovations sont réalisées. Ils concernent essentiellement les services auxiliaires des sous-stations et plus particulièrement : • les tableaux d'alimentation et de distribution du 220 V courant alternatif et du

110 V courant continu; • les batteries 110 V et redresseurs associés.

8.2 GESTION DES PRIORITES RELATIVES AUX POLITIQUES DE

REMPLACEMENT D’ELIA L’approche est différenciée selon les grandes catégories d’infrastructure du réseau : • d’une part, les installations de type poste :

− les installations à haute tension; − les installations auxiliaires;

• d’autre part, les installations de type liaison. La méthodologie développée s’appuie sur deux jeux de critères distincts : • l’un relatif au niveau de fiabilité ou de vétusté des installations; • l’autre relatif au niveau d’influence stratégique dans le réseau de l’élément

considéré. La combinaison de ces deux jeux de critères, par élément de réseau, constitue un outil d’aide à la décision précieux dans la gestion des priorités entre investissements de remplacement et, de là, dans l’élaboration du programme et de l’échéancier des investissements. Le programme et l’échéancier d’investissements ainsi élaborés sont ensuite ajustés en fonction des opportunités du terrain : l’objectif est de réaliser, dans


la mesure du possible, les investissements de remplacement lors de projets de développement dans les postes.

8.2.1 LES INSTALLATIONS DE TYPE POSTE

Les critères « niveau de fiabilité » sont définis sur base des politiques de remplacement d’Elia reprises à la section 8.1. Ils sont explicités respectivement pour les postes à haute tension et les équipements auxiliaires dans les sections ci-après. Les critères «niveau d’influence stratégique dans le réseau» sont basés sur les éléments suivants : • poste de transformation 150/36 kV ou sous-station 36 kV; • niveau de consommation au point de transformation et niveau de qualité de

service demandé par les utilisateurs; • niveau de production au point de transformation; • conséquences en termes de perte de consommation et/ou de production en

cas d’incident dans le poste; • degré de difficulté en termes d’exploitation journalière. La combinaison de ces deux jeux de critères est appliquée par travée ou par poste. Les installations à haute tension Les installations à haute tension sont évaluées selon les politiques de remplacement suivantes : • la politique de remplacement des disjoncteurs; • la politique de rénovation des cabines à moyenne tension (mise en oeuvre en

étroite collaboration avec le gestionnaire de réseau de distribution); • la politique de rénovation d’équipements divers : sectionneurs,

transformateurs de mesure. La qualité d’un disjoncteur est définie essentiellement selon deux caractéristiques : • le pouvoir de coupure du courant de court-circuit; • le type de technologie et l’année de construction du disjoncteur; en effet :

− l’affaiblissement du pouvoir de coupure lié au vieillissement des disjoncteurs dépend du type de fluide de coupure du disjoncteur;

− le type de commande (pneumatique, hydraulique, mécanique) est déterminant dans la rapidité d’élimination des défauts sur le réseau.

Les critères « niveau de fiabilité » d’une travée, principalement liés aux caractéristiques du disjoncteur, sont basés sur : • le « niveau de fiabilité » du disjoncteur déterminé par :

− la durée de vie du disjoncteur, liée au type de technologie de celui-ci; − le nombre de non-fonctionnements ou de fonctionnements intempestifs

observés dans le cadre de l’analyse d’incidents et/ou disponibles dans les bases de données relatives à l’historique des éléments du réseau;

− la prédominance de la technologie du disjoncteur dans le parc et la disponibilité d’appareils de réserve.


• le « niveau de fiabilité » des sectionneurs, déterminé par le type et l’année de construction de ceux-ci;

• le « niveau de fiabilité » des transformateurs de mesure. Les installations auxiliaires Les installations sont évaluées selon les trois politiques de remplacement suivantes : • la politique de remplacement des protections; • la politique d’installation de verrouillages électriques; • la politique d’amélioration du télécontrôle. Trois types de protection sont essentiels dans la chaîne de déclenchement et donc dans l’élimination rapide des défauts sur le réseau : • les protections de distance; • les protections différentielles; • les protections à maxima. Les critères « niveau de fiabilité » de la travée, principalement liés aux types de protection présents dans la travée, sont basés sur : • le « niveau de fiabilité » des protections déterminé par :

− la durée de vie des protections, liée au type de technologie de celles-ci; − le nombre de non-fonctionnements ou de fonctionnements

intempestifs observés dans le cadre de l’analyse d’incidents et/ou disponibles dans les bases de données relatives à l’historique des éléments du réseau;

− la prédominance de la technologie des protections dans le parc et la disponibilité de pièces de réserve;

• la présence ou non de verrouillages électriques, dont dépend la sécurité des manœuvres;

• le télécontrôle complet ou partiel par le dispatching, déterminant en ce qui concerne la rapidité de réaction en cas d’incident.

8.2.2 LES INSTALLATIONS DE TYPE LIAISON

Au 01/01/2004, le réseau de Bruxelles-Capitale comporte 302 kilomètres de câbles souterrains 36 kV. Il s’agit de l’épine dorsale du réseau bruxellois. La politique de surveillance et de maintenance de ce réseau est fondamentale pour maintenir la fiabilité d’approvisionnement.


Les critères « niveau de fiabilité » des liaisons sont basés sur les éléments suivants : • âge de la liaison, type de câble; • historique de la liaison29 : nombre, fréquence, localisation et type d’incidents

et de réparations30 et les résultats des analyses des tronçons de câbles examinés suite à des défauts en plein câble;

• estimation de la durée de vie résiduelle basée sur les cycles de charge observés dans le passé et le présent et les cycles de charge prévus dans le futur31.

Les critères «niveau d’influence stratégique dans le réseau» sont basés sur les éléments suivants : • présence ou non d’un transformateur en antenne; • densité du maillage local du réseau; • alimentation directe ou non d’utilisateurs de réseau; • …. La combinaison de ces deux jeux de critères est appliquée par liaison ou tronçon de liaison.

29 Une analyse particulière de l’historique est effectuée pour les dix dernières années. 30 Trois principaux types d’incidents sont identifiés:

• les incidents résultant de la blessure mécanique d’un câble par un entrepreneur lors de travaux en voirie; • les défauts aux jonctions et boîtes terminales; • les défauts générés suite à un vieillissement de l’isolant ou dus à la corrosion de la gaine en plomb par des courants

vagabonds (traction électrique STIB, SNCB). 31 Des études théoriques et des essais en laboratoire ont été réalisés en collaboration avec un fabricant de câbles de

façon à réévaluer la capacité de transit de chaque liaison, sur base des connaissances technologiques les plus récentes; les résultats de cette étude sont utilisés dans les études de planification et dans la mise à jour des règles d’exploitation.


Annexe au chapitre 9: Protection de l’environnement



9.1 POLITIQUE DE REDUCTION DU BRUIT La source majeure de nuisances sonores dans le réseau est générée par les transformateurs. Un relevé du bruit a été réalisé sur base de mesures de bruit effectuées pour chaque poste, dans des circonstances normales d’exploitation. Des mesures d’atténuation sont mises en œuvre : • suite à une plainte de la part de riverains ou de la police de l’environnement; • lors du renforcement de la transformation de postes existants; • lors de la création de nouveaux postes. Pour des installations existantes, si le niveau de bruit dépasse le niveau imposé par les normes, différentes mesures d’atténuation sont envisagées : remplacement des ventilateurs de refroidissement, construction de murs anti-bruit, installation de système de compensation dynamique (atténuation du bruit par émission d’un signal automatique), silencieux (baffles). Si aucun de ces équipements ne peut apporter satisfaction, l’installation d’un nouveau transformateur à faible bruit est envisagée. Pour de nouvelles installations, l'achat de transformateurs à très faible niveau de bruit fait l’objet de la politique en matière de développement du réseau d’électricité depuis de nombreuses années. De plus, des mesures complémentaires d’atténuation sont éventuellement mises en œuvre. La procédure est similaire dans tous les cas : • A partir des mesures réelles faites dans le poste, des simulations de bruit sont

réalisées pour chacune des variantes de mesures d’atténuation afin d’estimer les niveaux de bruit atteints dans chacune des situations envisagées. Ainsi les mesures de réduction de bruit sont élaborées dès la conception du projet pour répondre aux normes de bruit imposées par les réglementations environnementales.

• La variante retenue est déterminée sur base d’une évaluation technico-économique des variantes qui permettent de ramener le niveau de bruit dans les normes fixées par la législation régionale sur le bruit.

• A posteriori, des mesures de bruit sont éventuellement réalisées, pour vérifier la conformité des mesures d’atténuation mises en œuvre.

9.2 POLITIQUE DE PROTECTION DU SOL ET DES NAPPES

PHREATIQUES 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. 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 le sol.


La politique d’Elia consiste à équiper d'une cuve étanche de rétention de l'huile : • les transformateurs existants, à l’occasion de travaux dans les postes; • tous les nouveaux transformateurs.

9.3 REDUCTION 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.

9.3.1 POLITIQUE DE REDUCTION DE L’IMPACT VISUEL LIE AUX LIGNES

AERIENNES

Afin de réduire l’impact visuel, la politique en matière de développement du réseau d’électricité consiste, depuis de nombreuses années, à privilégier la réalisation des nouvelles liaisons en câble souterrain, du moins dans le réseau de niveaux de tension 150 à 30 kV. L’ensemble du réseau étant souterrain en Région de Bruxelles-Capitale, cette politique est appliquée de facto. 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.

9.3.2 POLITIQUE DE REDUCTION DE L’IMPACT VISUEL LIE AUX POSTES DE

TRANSFORMATION

Dans la Région de Bruxelles-Capitale, toutes les sous-stations 36 kV sont réalisées à l’intérieur de bâtiments. En outre, pour des questions de bruit, la plupart des transformateurs de puissance sont installés dans des loges plus ou moins fermées. Par conséquent, l’impact visuel de tous ces postes est minimisé. Pour les postes 150 kV, suite à des problèmes de place et pour limiter l’impact visuel, la technologie des postes isolés au SF6 sous enveloppe métallique a été adoptée. Ces postes sont également réalisés à l’intérieur de bâtiments. Enfin, dans les cas où la technologie des postes de type ouvert est encore utilisée, les réalisations modernes sont fortement allégées du point de vue visuel par l’utilisation de jeux de barres en tubes posés à la place de jeux de barres en câbles tendus. Enfin, lors de la réalisation de nouveaux postes ou de la restructuration de postes existants, aussi bien en 150 kV qu’en 36 kV, un plan d’aménagement du site est réalisé en concertation avec les administrations compétentes. Il vise à en réduire l’impact visuel en plantant, par exemple, des écrans de verdure en son pourtour.


9.4 POLITIQUE D’ELIMINATION DES EQUIPEMENTS CONTENANT

DES PCB De façon à respecter le cadre légal, Elia a mis en place le «Plan d’élimination des PCB 2000-2005» qui vise à supprimer, remplacer et/ou traiter les équipements contenant des PCB. L’élimination de ces équipements se fait par une firme agréée, qui fournit à Elia les certificats de destruction. Deux familles d’équipements, présentes dans le réseau de la Région de Bruxelles-Capitale, sont visées par les législations en vigueur : • les condensateurs de la télécommande centralisée; • les transformateurs de puissance.

Documents

plan-d-investissement