Relier les éoliennes en mer à la terre.

            Si les projets éoliens offshore tendent à s’éloigner des côtes pour gagner en efficacité tout en limitant l’impact visuel, encore faut-il pouvoir les raccorder à la terre ferme. Si la construction de ces parcs éoliens toujours plus puissants est déjà une prouesse technologique, acheminer leur production à terre l’est tout autant. À mesure que les projets éoliens s’éloignent des côtes, leur raccordement électrique devient de plus en plus délicat car de nombreux facteurs viennent altérer ce transport.

Pourquoi historiquement le courant alternatif ?

            … l’usage depuis plus de 100 ans sur la totalité des réseaux électriques de la planète. Dès les premières années du développement de l’électricité, une véritable « guerre des courants » a été menée pour savoir lequel, du courant alternatif ou du courant continu, deviendrait la norme. Thomas Edison, fervent défenseur du courant continu, était parvenu, en 1884, à alimenter 10.164 ampoules dans un rayon de 1,5 km autour de son générateur à courant continu basé à Pearl Street, à New York. Mais il ne parvenait pas à étendre son réseau sur une plus grande distance, car le courant continu avait un défaut qui rend son déploiement beaucoup plus complexe que le courant alternatif : il était impossible d’abaisser ou d’augmenter directement sa tension avec un transformateur (un convertisseur DC/DC électronique est nécessaire). Or, augmenter la tension du courant permet d’en réduire l’intensité, et donc de minimiser les pertes par effet Joule.

À l’inverse, la tension d’un circuit en courant alternatif peut être facilement modifiée grâce à l’utilisation d’un transformateur. C’est grâce à cela qu’une ligne électrique de 175 km a pu être construite en Allemagne dès 1891 entre la centrale hydroélectrique de Lauffen-sur-Neckar et la ville de Francfort, avec seulement 25 % de pertes. Depuis, le courant alternatif a fini par être utilisé partout dans le monde.

Limiter les pertes.

            Les premiers parcs éoliens offshore sont raccordés grâce à des liaisons haute tension en courant alternatif triphasé dirigé vers une sous-station pour être transformé à une tension compatible avec le réseau électrique (généralement de 33 ou 66 kV à 225 kV). Mais sur de grandes distances, des phénomènes physiques comme l’effet capacitif obligent à surdimensionner la section des câbles. Celui-ci qui correspond à la génération d’un courant parasite réduisant fortement la puissance utile du câble est particulièrement présent dans des conditions sous-marines ou souterraines. Cet effet qui croît avec la longueur du câble et la tension d’utilisation a pour conséquence de réduire la puissance transitée.

Il faut y ajouter l’effet de peau, un phénomène électromagnétique qui fait qu’à haute fréquence, le courant a tendance à ne circuler qu’en surface des conducteurs (ce phénomène existe pour tous les conducteurs parcourus par des courants alternatifs).

            Le courant continu, lui, n’est pas soumis à ces deux effets, ce qui le rend beaucoup plus adapté au transport volumineux d’électricité sur de longues distances dans un milieu souterrain ou sous-marin. Il en résulte des pertes réduites de 30 à 50 %, ainsi que des câbles de section inférieure. Mais ceci nécessite la mise en place de convertisseurs AC/DC (alternatif/continu) à chaque extrémité.

            Ainsi, les premières lignes HVDC sont apparues en Union Soviétique en 1951, entre les villes de Moscou et Kachira. Plus d’une trentaine de liaisons HVDC (High Voltage Direct Current ou Courant Continu Haute Tension) d’au moins 900 km sont actuellement en service sur terre.

Relier les éoliennes offshores.

            De plus en plus de parcs éoliens offshore sont reliés à la terre ferme grâce à des liaisons HVDC. Ces infrastructures sont très imposantes. À titre d’exemple :

• la partie haute de la sous-station du parc de Saint-Nazaire (480 MW) pèse 2.500 tonnes.
• La sous-station BorWin 2, réalisée par le consortium Siemens/Prysmian, installée sur une plateforme offshore et remise à son propriétaire, TenneT, en janvier 2015, d’une puissance de 800 MW, pèse 12.000 tonnes et mesure 72,5 m x 51 m x 25 m de hauteur.
• Une autre plateforme offshore HVDC (TenneT), d’une puissance de 900 MW, mesure 82 m de long, 73 m de large et 84 m de haut pour un poids total de 23.500 t. Elle est installée au large de la Basse-Saxe allemande, en mer du Nord, posée et scellée sur le fond marin à 30 m de profondeur. L’électricité, convertie en courant continu haute tension, est transportée jusqu’à la station de Emden, dans le nord de l’Allemagne, via un câble de 130 km de long.

Ces équipements nécessaires aux liaisons HVDC sont particulièrement coûteux. La sous-station du parc Centre Manche 1 devrait coûter 2,7 milliards d’euros, alors que celle du parc de Saint-Brieuc avoisine les 260 millions d’euros.

La plateforme de conversion du courant HVDC Dolwin Epsilon et clin d'oeil à l'AT-AT / Image : Aibel, montage : RE.

Principe du raccordement du futur parc éolien en mer Centre-Manche 1 (mise en service 2031) :

• une plateforme en mer qui reçoit l’énergie produite par le parc pour l’acheminer vers la terre. L’électricité y est convertie en courant continu qui permet de la transporter sur une longue distance ;
• une liaison sous-marine, enfouie ou posée et protégée selon la nature des fonds marins, qui achemine l’électricité depuis la plateforme en mer vers le réseau terrestre ;
• une jonction d’atterrage, ouvrage souterrain en bordure de littoral, qui permet de connecter la liaison sous-marine et la liaison souterraine ;
• une liaison souterraine qui transporte l’électricité depuis la jonction d’atterrage vers la station de conversion terrestre ;
• une station de conversion terrestre qui convertit l’électricité en courant continu, venant du parc éolien en mer, en courant alternatif pour s’adapter au réseau électrique terrestre existant ;
• enfin, une double liaison souterraine qui assure le transport de l’électricité de la station de conversion jusqu’au poste électrique existant de Menuel situé sur la commune de L’Étang-Bertrand. Ce poste est le dernier maillon pour diffuser sur l’ensemble du territoire, l’électricité produite en mer.

La cryogénie pour 2028 ?

            Le projet SupraMarine, porté par des références industrielles et un  financement français, vise à optimiser le transport d’électricité des parcs éoliens offshores grâce à la supraconductivité. Découverte en 1911, la supraconductivité est un état de la matière qui présente deux caractéristiques principales : une résistance électrique nulle, et une expulsion totale du champ magnétique qui l’entoure. Cet état, qui est l’une des rares manifestations de physique quantique à l’échelle macroscopique, ne se rencontre qu’à une température proche du zéro absolu [−273,15 °C (Celsius) ou −459,67 °F (Fahrenheit)].

Refroidir le câble de transport d’électricité jusqu’à une température proche du zéro absolu ferait presque disparaître les pertes d’énergie liées à ces différents phénomènes physiques. En conséquence, il serait ainsi possible d’utiliser des sections de câble beaucoup moins importantes et donc de réaliser des économies colossales.

            SupraMarine ambitionne la mise en service d’un premier démonstrateur dès 2028. Les rôles sont déjà bien définis entre les parties prenantes. Centrale Supélec devrait fournir l’appui scientifique ainsi que les plateformes expérimentales, tandis qu’Air Liquide devrait apporter son savoir-faire pour la création d’une usine cryogénique. ITP Interpipe devrait fournir une enveloppe cryostat à double paroi, et Nexans se chargerait de la fabrication des câbles haute tension et courant alternatif. Enfin, RTE a un rôle de supervision afin de permettre la réussite d’une intégration au réseau.

D’après : Révolution énergétique - Kevin Champeau–17 jul 2023 - 30sep 2023- 20 oct 2023, 07 déc 2025 - www.rte-france.com/projets/