Au début de l’électrification, dans la seconde moitié du 19e siècle, le courant électrique utilisé dans les réseaux urbains était principalement un courant continu. Les premières installations de générateurs alimentaient directement les lampes et les moteurs situés à proximité. Les tensions étaient faibles, les distances courtes et les pertes acceptables.
Avec l’augmentation rapide de la demande en lumière, en force motrice et plus tard en électroménager, il est devenu nécessaire de transporter l’énergie sur des dizaines, puis des centaines de kilomètres. Le courant continu se heurtait alors à une limite physique simple : pour transporter beaucoup de puissance sans pertes excessives, il faut augmenter la tension et diminuer l’intensité.
Le courant électrique existe sous deux formes complémentaires : le courant alternatif et le courant continu. Le premier varie périodiquement, tandis que le second conserve une polarité constante. Cependant, dans les systèmes modernes, ces deux formes ne sont pas opposées : le courant continu est très souvent obtenu en redressant un courant alternatif.
Le courant alternatif est généré directement par un alternateur, dont la rotation crée une tension sinusoïdale. Cette forme d’énergie est idéale pour le transport à haute tension, car elle se transforme facilement grâce au transformateur.
Le courant continu, historiquement produit par des dynamos, provient aujourd’hui majoritairement du redressement d’un courant alternatif. L’électronique de puissance permet de convertir une tension alternative en tension continue stable, utilisée dans les batteries, l’électronique, les systèmes de stockage et les liaisons HVDC. Ainsi, le courant continu moderne n’est pas une forme indépendante, mais une transformation du courant alternatif.
La puissance électrique transportée s’écrit \(P = U \times I\), où \(P\) est la puissance, \(U\) la tension et \(I\) l’intensité. Pour une puissance donnée, si l’on double la tension, on peut diviser par deux l’intensité. Or les pertes par effet Joule dans les lignes sont proportionnelles à \(I^{2} \times R\), avec \(R\) la résistance des câbles. Réduire l’intensité est donc le moyen le plus efficace de limiter les pertes sur de longues distances.
En pratique, cela conduit à utiliser des tensions très élevées pour le transport, puis à abaisser ces tensions au plus près des lieux de consommation. C’est précisément ce que permet le courant alternatif, grâce à un dispositif clé de l’ingénierie électrique : le transformateur.
Considérons une puissance électrique de \(P = 1\ \text{GW}\), ordre de grandeur de la puissance fournie par un réacteur nucléaire. Supposons que cette puissance doive être transportée sur \(100\ \text{km}\) par une ligne dont la résistance équivalente (aller-retour) vaut \(R = 3\ \Omega\), ce qui correspond à environ \(0{,}03\ \Omega/\text{km}\). Comparons un transport à \(50\ \text{kV}\) et à \(400\ \text{kV}\) qui fait partie des normes actuelles.
1) Transport à 50 kV
L’intensité nécessaire est :
\(I = \frac{P}{U} = \frac{1\ \text{GW}}{50\ \text{kV}} = 20\ 000\ \text{A}\).
Les pertes par effet Joule valent alors :
\(P_{\text{pertes}} = I^{2} \times R = (20\ 000)^{2} \times 3 = 1{,}2 \times 10^{9}\ \text{W}\).
Les pertes atteignent environ 1,2 GW sous forme de chaleur, ce qui signifie qu’il faudrait fournir bien plus de 1 GW à l’entrée de la ligne pour en délivrer 1 GW à l’autre extrémité. À une tension aussi basse, le transport devient donc totalement inefficace.
2) Transport à 400 kV
L’intensité devient :
\(I = \frac{1\ \text{GW}}{400\ \text{kV}} = 2\ 500\ \text{A}\).
Les pertes associées sont :
\(P_{\text{pertes}} = (2\ 500)^{2} \times 3 = 18{,}75 \times 10^{6}\ \text{W}\).
On ne perd plus qu’environ 18,75 MW, soit moins de 2 % de la puissance transportée.
En passant de \(50\ \text{kV}\) à \(400\ \text{kV}\), la tension est multipliée par 8, l’intensité est divisée par 8 et les pertes sont divisées par \(8^{2} = 64\). Avec une résistance réaliste de ligne, on voit que la très haute tension est indispensable pour transporter la puissance d’un réacteur nucléaire avec des pertes acceptables.
Un transformateur fonctionne uniquement avec un courant alternatif. Il repose sur la variation temporelle du flux magnétique dans un circuit de fer, qui induit une tension dans un enroulement secondaire lorsque l’on alimente un enroulement primaire. En ajustant le nombre de spires de chaque enroulement, on élève ou on abaisse la tension de manière très efficace.
Cette propriété a rendu possible la structure en niveaux des réseaux modernes : production à moyenne tension, élévation à très haute tension pour le transport, puis abaissement progressif jusqu’aux tensions domestiques. Sans transformateur, chaque niveau de tension aurait nécessité des machines spécifiques et des conversions complexes. Le courant alternatif s’est donc imposé comme la solution la plus simple et la plus robuste pour un réseau étendu.
La fameuse « guerre des courants » a opposé Thomas Edison (1847-1931), partisan du courant continu, à Nikola Tesla (1856-1943) et à George Westinghouse (1846-1914), défenseurs du courant alternatif. Edison avait déjà investi dans des réseaux de distribution en continu et craignait de voir son modèle économique remis en cause. Tesla, lui, avait conçu des systèmes polyphasés particulièrement adaptés au courant alternatif.
Les démonstrations spectaculaires de transport à longue distance, comme l’alimentation de la ville de Buffalo depuis les chutes du Niagara à la fin du 19e siècle, ont montré la supériorité pratique du courant alternatif pour les grandes puissances. Les centrales pouvaient être installées là où l’énergie primaire était disponible, puis l’électricité transportée jusqu’aux centres urbains avec des pertes limitées.
Le courant alternatif présente plusieurs avantages majeurs pour un réseau de grande échelle. D’abord, la possibilité de transformer facilement la tension permet d’optimiser chaque tronçon du réseau en fonction de la distance et de la puissance à transporter. Ensuite, les machines tournantes, comme les moteurs asynchrones, sont simples, robustes et peu coûteuses lorsqu’elles sont alimentées en courant alternatif.
De plus, la synchronisation de plusieurs générateurs sur un même réseau est facilitée par la nature périodique du courant alternatif. Les grandes interconnexions continentales reposent sur cette propriété de synchronisme. Enfin, la mesure et la protection des lignes sont historiquement plus simples avec des grandeurs alternatives, ce qui a contribué à la fiabilité globale des réseaux.
Le courant continu n’a pas disparu pour autant. Avec l’essor de l’électronique de puissance, il est devenu possible de convertir efficacement le courant alternatif en courant continu et inversement. Les liaisons à très haute tension en courant continu, appelées HVDC, sont aujourd’hui utilisées pour relier des réseaux éloignés ou pour transporter de grandes puissances sous-marines.
Dans ces applications, le courant continu offre des avantages comme la réduction de certaines pertes et l’absence de problèmes de synchronisation entre réseaux. Cependant, ces systèmes reposent toujours sur un environnement majoritairement en courant alternatif, dans lequel la production, la distribution et la plupart des usages restent alternatifs. Le choix historique du courant alternatif continue donc de structurer l’architecture globale de nos réseaux.
Le succès du courant alternatif n’est pas seulement une question de physique. Il résulte aussi d’un compromis entre les technologies disponibles à la fin du 19e siècle, les coûts d’infrastructure et les choix industriels des pionniers de l’électricité. Une fois les premiers grands réseaux alternatifs construits, les effets de standardisation ont renforcé ce choix initial.
Aujourd’hui encore, la fréquence de 50 Hz en Europe et de 60 Hz en Amérique du Nord est un héritage de ces décisions historiques. Changer de paradigme impliquerait de modifier des milliards d’appareils et des millions de kilomètres de lignes. Le courant alternatif reste donc la colonne vertébrale de notre civilisation électrique, tandis que le courant continu occupe des niches spécialisées où ses qualités particulières sont mises à profit.
| Caractéristique | Courant alternatif | Courant continu | Commentaire |
|---|---|---|---|
| Transformation de la tension | Facile avec un transformateur | Longtemps difficile, nécessite de l’électronique de puissance | Point clé pour le transport à longue distance |
| Pertes en ligne | Réduites grâce à la haute tension | Réduites en HVDC sur très longues distances | Les deux solutions sont aujourd’hui complémentaires |
| Machines tournantes | Moteurs asynchrones simples et robustes | Moteurs plus complexes ou spécifiques | Avantage historique pour l’industrie |
| Interconnexion de réseaux | Synchronisation nécessaire | Permet de relier des réseaux non synchrones | HVDC utilisé comme « pont » entre systèmes |
| Usages typiques | Distribution publique, industrie, habitat | Liaisons longues, électronique, stockage | Architecture hybride AC + DC |
Source : Agence internationale de l’énergie – Electricity Information et CIGRE – Études sur les liaisons HVDC.
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