Câble électrique à haute tension

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Un câble électrique à haute tension est un câble utilisé pour le transport d'électricité, que ce soit en courant alternatif ou en courant continu. Il est composé de différentes parties assemblées de manière concentrique, les principales sont : au centre un conducteur permet de transporter l'électricité, ensuite vient une isolation électrique pour empêcher le courant de s'écouler vers la terre, le tout est entouré d'une gaine métallique afin de confiner le champ électrique à l'intérieur du câble et d'une protection extérieure qui assure de bonnes propriétés mécaniques et le protège des agressions extérieures.

On peut distinguer 3 grandes familles technologiques : les câbles à papier imprégné de masse, ceux sous pression et ceux extrudés. Les premiers ne sont plus utilisés que pour les liaisons HVDC très haute tension. Ceux sous pression sont divisés entre ceux utilisant l'huile et ceux utilisant le gaz pour maintenir la pression et refroidir le conducteur d'une part et entre ceux à pression interne et ceux à pression externe d'autre part. Ces câbles sont très répandus mais ne sont quasiment plus installés. En effet les câbles extrudés, principalement à isolation en polyéthylène réticulé se sont imposés dans tous les domaines depuis les années 1970. Toutefois la durée de vie longue des câbles à papier imprégné de masse et sous pression étant grande, ils restent très présents dans les réseaux électriques.

La connexion de différentes sections de câble ou d'un câble aux appareils électriques est délicate, des raccords spéciaux sont utilisés : boîtes de jonction entre câbles, extrémité entre câbles et autres appareils.

L'enterrement des lignes à haute tension est un sujet de débat permanent. Le comportement très capacitif des câbles oblige la construction de station de compensation électrique à intervalles réguliers, 20 km pour le 400 kV, pour permettre le transport de puissance dans le cas du courant alternatif. Ceci explique que la proportion de lignes enterrées au-delà de tension de 220 kV est très faible en France et dans le monde. Parmi les autres applications des câbles, le transport d'électricité sous-marine occupe une place importante. Pour les raisons précitées le transport en courant continu, qui ne nécessite pas de compensation, est privilégié.

La fabrication des câbles électriques haute tension est délicate, la qualité doit être particulièrement élevée pour assurer une durée de vie satisfaisante. Des techniques de diagnostics ont été développées pour garantir l'intégrité du câble à sa livraison puis lors de son exploitation.

Parmi les développements en cours, la tension supportée par les câbles XLPE est appelée à augmenter. Ils doivent également devenir compatibles avec les stations HVDC commutées par les lignes. Par ailleurs, des câbles en supraconducteurs sont déjà en exploitation à petite échelle sur des projets expérimentaux et devraient se développer dans le futur.

Section d'un modèle de câble électrique extrudé de 400 kV : au centre le conducteur de cuivre, entouré d'une isolation en polymère : polyéthylène ou polyéthylène réticulé, suivi d'une couche de semi-conducteur, de quelques conducteurs de cuivre, d'une gaine d'aluminium puis d'une protection en plastique
Section de câble à haute tension extrudé

Histoire[modifier | modifier le code]

Les précurseurs des câbles électriques haute tension sont les câbles télégraphiques[1]. Les premières liaisons souterraines de transmission d’énergie électrique sont des systèmes primaires peu performants, ne permettant pas d’excéder quelques dizaines de volts. En 1879, l’invention de la presse à plomb par l’ingénieur suisse Borel permet de mouler une gaine de plomb directement sur les conducteurs isolés aux fibres de jute et supprime en partie les problèmes d’absorption d’humidité en rendant le câble étanche. Peu après, en imprégnant l’isolant en jute d’un mélange d’huile et de résine, des câbles monopolaires concentriques à 3 000 V deviennent constructibles et sont posés à Paris en 1890[1].

Sebastian Ziani de Ferranti construit en 1887 un câble à isolation faite de papier sec, le conducteur est en cuivre, la gaine en acier. Il peut transporter une tension de 11 kV[2]. L'association de bandelettes de papier enroulées en hélice et d'une gaine de plomb est réalisée aux États-Unis en 1893[1]. Par ailleurs, le caoutchouc vulcanisé est breveté en 1844 par Charles Goodyear, il n'a été utilisé pour l'isolation des câbles afin d'alléger l'ensemble que dans les années 1880[3]. Un câble isolé avec du caoutchouc est utilisé en 1897 pour le transport de l'électricité depuis les chutes du Niagara en 1897. Les câbles à papier imprégné de masse sont disponibles commercialement depuis 1895.

Les câbles à isolation papier imprégné se développent et atteignent une tension de 15 kV en 1910, 30 à la veille de la Première Guerre mondiale, puis 63 kV après celle-ci. La taille de l'isolation et donc des câbles est également réduite avec le temps. Sans pression, la technologie touche à ses limites, des câbles à 3 conducteurs permettent de faire progresser les transmissions[1].

En 1916 par Martin Hochstadter, brevète la couche semi-conducteur séparant le conducteur de l'isolation. Elle porte ainsi son nom[3]. Cette couche est connectée à la terre à son extrémité et aux raccords. Des "cônes" permettent de limiter le stress électrique à ces extrémités. Avant les années 1960, ces cônes étaient fabriqués à la main sur place après la mise en place du câble. Ils étaient protégés par un pothead, autrement dit un diélectrique entouré d'un isolateur constitué de métal et de porcelaine et placé autour du câble. À partir des années 1960, des terminaux faits de caoutchouc ou d'élastomère ont été développés, ils sont mis sur l'extrémité du câble[4].

Le raccordement des fermes éoliennes offshore requiert des câbles électriques à haute tension, ici la plate-forme Alpha Ventus

En 1917, l’ingénieur italien Emmanuelli, de la société Pirelli, dépose un brevet décrivant les principes d’un câble novateur appelé par la suite câble à huile fluide, c'est-à-dire avec un canal d'huile sous pression en son centre[1]. Un câble 132 kV est expérimenté en 1926, aux États-Unis, puis des essais sont effectués entre 1932 et 1934 pour tenter de réaliser un câble souterrain capable de fonctionner sous une tension d’exploitation de 225 kV. L'isolation de ces câbles est également optimisée, leur taille diminue[1].

Les câbles tripolaires à pression externe de gaz neutre, constitués donc de 3 conducteurs maintenus dans de l'azote, sont développés dans au début des années 1930 à Cologne. Un résultat similaire est également possible en utilisant de l'huile pour maintenir la pression extérieure[1],[5].

Le polyéthylène est mis au point en 1938 en Angleterre[1]. À partir de la Seconde Guerre mondiale, diverses sortes de caoutchouc synthétique et de polyéthylène sont utilisés pour l'isolation des câbles[6]. Des câbles à 63 kV en polyéthylène basse densité ont été mis en service dans les années 1960[7]. Le polyéthylène haute densité est utilisé 10 ans plus tard, leur température de fonctionnement peut être plus élevée. Les polyéthylénes réticulés sont eux mis au point dans les années 1950[1].

En outre, la première ligne haute tension à courant continu a été construite en 1954 à Gotland et a utilisé un câble électrique pour relier l'île au continent[8].

Dans les années 1990, un câble en polyéthylène à faible densité d'une tension de 500 kV a été utilisé avec succès en France[7]. Depuis leur fort développement dans les années 1970, les câbles XLPE se sont imposés dans quasiment toutes les applications. Ils ont été utilisés pour la première fois de manière sous-marine en 1973[9]. À l'exception des câbles HVDC, en 2010, quasiment uniquement des câbles de ce type sont posés[10],[11].

Les câbles XLPE sont appelés à atteindre des tensions supérieures dans un futur proche, tout en étant capables de supporter les inversions de polarité des stations HVDC-LCC.

Des conducteurs supraconducteurs à haute température, en YBCO par exemple, sont en développement[7]. Ceux-ci pourraient permettre de faire transiter de grands courants de manière compacte avec peu de pertes. Leurs caractéristiques rendent par ailleurs l'usage de très haute tension facultatif, pour transporter 1 000 MW une ligne en supraconducteur de 66 kV suffit alors que pour un câble classique il faut 275 kV, un transformateur peut ainsi être économisé. Un dernier avantage est qu'en cas de court-circuit, le courant devenant très grand, le matériau supraconducteur perd son état supraconducteur et limite ainsi le courant. En 2002, un travail important de développement restait toutefois encore à réaliser concernant les matériaux, l'assemblage des câbles, le refroidissement sur de longues distances[12].

En 2011, le National Institute of Standards and Technology annonce avoir découvert comment réaliser des câbles supraconducteurs 10 fois plus fins qu'auparavant mais pouvant conduire le même courant[13].

Début 2012 Nexans annonce que les câbles supraconducteurs sont prêts à entrer en phase commerciale[14]. HTS Triax, filiale de nkt cables, a également réalisé plusieurs projets en supraconducteur, avec notamment une station inaugurée en 2006 à Columbus dans l'Ohio[15].

Construction[modifier | modifier le code]

Section d'un câble : (1) conducteur, (2)couche semi-conductrice interne (3) isolation (4)couche semi-conductrice externe (5) Enveloppe

Les câbles à haute tension sont constitués comme ceux basse tension de trois parties principales : conducteur, isolation et gaine de protection. Mais à la différence des câbles basse tension, une couche supplémentaire est ajoutée pour que le champ électrique soit homogène autour du conducteur[2].

Âme conductrice[modifier | modifier le code]

L'âme conductrice ou conducteur, est faite soit de cuivre soit d'aluminium[16]. Sa principale caractéristique est son ampacité et sa résistance. Le cuivre ayant une meilleure conductivité électrique ces deux paramètres sont meilleurs que dans le cas de l'aluminium. La section peut ainsi être réduite et les autres éléments constitutifs du câble économisés. Toutefois ce dernier permet d'obtenir des câbles plus légers[2]. La majorité des câbles sous-marins actuels ont un conducteur en cuivre[17]. Pour les câbles à papier imprégné de masse, la section atteint les 2 500 mm2 pour ceux à huile 3 000 mm2[18],[19].

Ils sont de différents types [20] :

  • Simple, pour des sections allant jusqu'à 400 mm2. Cette section limite son usage pratique à des tensions d'environ 150 kV. L'avantage est que sa construction est aisée. Il peut être rond ou ovale[21].
  • Segmenté, le conducteur est divisé en plusieurs segments.
  • Tressé et compressé, plusieurs conducteurs cylindriques sont torsadés ensemble. Un facteur de remplissage d'environ 92 % peut être atteint. Les conducteurs peuvent être isolés entre eux électriquement pour limiter l'effet de proximité.
  • Profilé ou compact, le profilage permet de gagner en facteur de remplissage. Il peut atteindre 96 %.
  • Creux : des conducteurs creux sont utilisés afin de permettre la circulation d'huile dans certains câbles. Une spirale centrale peut être construite pour éviter que les conducteurs ne se retrouvent dans le centre du canal.

Enveloppe isolante ou isolation[modifier | modifier le code]

L'isolation a pour rôle de séparer électriquement 2 surfaces aux potentiels très différents : le conducteur d'une part et la terre de l'autre. L'isolation idéale a une haute résistivité (qui détermine le courant de fuite), une haute propriété diélectrique, coefficient thermique faible, une faible absorption de l'humidité, faible permittivité (qui détermine la capacité du câble), est ininflammable, stable chimiquiquement, a une haute résistance mécanique, haute viscosité à la température d'imprégnation, haute tension de rupture et plasticité[22]. En outre elle doit être régulière, sans impureté, résistante au temps et à la température résultant de l'échauffement du conducteur[7]. Enfin les pertes diélectriques dues à la polarisation dans les polymères et aux mouvements des charges doivent être faibles. Le facteur de dissipation, ou de perte, noté tan(\delta) représente le rapport du courant de fuite résistif sur le courant de fuite capacitif et doit être faible[2].

Pour les basses tensions, des isolations au caoutchouc naturel, vulcanisé, gutta-percha, PVC peuvent être utilisés mais leurs propriétés sont trop limitées pour la haute tension[22]. Pour les câbles d'une tension supérieure à 10 kV les isolations suivantes sont utilisées en pratique:

L'éthylène-propylène (EPR) peut aussi être utilisé, il a cependant de fortes pertes diélectriques et des propriétés diélectriques sont globalement moins bonnes que celle du XLPE[23],[24].

L'isolation à papier imprégné est constituée de nombreuses fines bandes de papier basse densité enroulées en couches autour du conducteur. Plus la contrainte électrique est forte plus les bandes doivent être fines. La pâte à papier choisie a peu d'impureté et de longues fibres. Il est fabriqué en suivant le procédé Kraft. Une grande densité est un avantage pour les propriétés diélectriques, mais un défaut pour la permittivité et le facteur de pertes[25]. Elles sont ensuite imprégnées d'huile minérale ou depuis les années 1980 d'alkylbenzène linéraire[26]. Ce dernier a l'avantage d'être stable chimiquement, notamment en présence d'oxygène. Il a également de bonnes propriétés diélectriques, une faible permittivité, une faible viscosité et absorbe l'hydrogène[25]. Il est donc devenu standard[27]. L'isolation à papier imprégné est très sensible à l'humidité, des cavités se forment également avec le temps si le papier n'est pas maintenu sous pression[10]. Il est nécessaire de la sécher sous vide[2]. Par ailleurs, l'huile peut prendre feu ce qui est un problème important dans les tunnels[23]. Les isolations à papier imprégné atteignent des valeurs d'isolation d'environ 15 kV/mm en courant alternatif[25].

Le polyéthylène a le défaut de ne pas supporter une température pour le conducteur supérieur à 70-80 °C sous peine de fondre. Le polyéthylène réticulé, qui a une structure cristalline, a un meilleur comportement thermique et peut accepter 90 °C en régime permanent et au-delà de 200 °C pendant un court-circuit (quelques secondes donc)[9]. Il a une résistance diélectrique d'environ 15 kV/mm[25].

Température maximale de l'isolation[9]
Matériau Température nominale maximale (°C) Température de court-circuit maximale (°C)
LDPE 70 125
XLPE 90 250
EPR 90 250
Papier imprégné de masse 50-55
Papier imprégné d'huile, refroidi par huile 85-90
Papier imprégné d'huile, refroidi par gaz[27] 65-85

Écran semi-conducteur[modifier | modifier le code]

Entre le conducteur et l'isolation d'une part, et entre l'isolation et les couches suivantes d'autre part, un écran semi-conducteur est placé[28]. Elle sert à rendre le champ électrique homogène autour du conducteur[2], ce qui évite la formation de cavité entre le métal et l'isolation, ce qui conduirait à des décharges partielles qui pourraient endommager l'isolation[29].

Concrètement pour les câbles XLPE, cette couche est réalisée à l'aide d'un mélange conducteur à base d'un mélange de polyéthylène et de graphite[10]. Cette couche a une épaisseur de 1 à 2 mm et son coût est élevé à cause du prix de cette matière première[30].

Pour les câbles isolés avec du papier imprégné, cette couche est réalisée grâce à du papier graphite ou à une couche de cuivre[10]. Elle porte le nom de couche Hochstadter[31].

Écran métallique[modifier | modifier le code]

Le conducteur extérieur est mis à la terre et sert à évacuer les courants de fuites et de court-circuit[16]. Il a également la fonction de protéger le câble contre les infiltrations d'eau[32]. Il rend enfin quasi nul le champ électrique extérieur[33].

Quatre possibilités existent pour construire cet écran : tube en plomb, tube en aluminium, fils de cuivre en hélice ou combinaison cuivre et plomb. Le plomb a une résistance électrique élevée ce qui limite les pertes provoquées par le courant homopolaire, il a une bonne capacité à évacuer les courants de court-circuit et permet de réaliser un écran de dimension plus réduite qu'avec l'aluminium, par contre il est cher, lourd et toxique. L'aluminium est léger, relativement économique, n'a pas de problème lié à l'humidité, par contre des courants de Foucault se développent en son sein ce qui crée des pertes. Les fils de cuivre permettent de faire facilement passer une fibre optique, sont légers, moyennement chers et ont une bonne capacité à évacuer les courants de court-circuit. À l'inverse leur faible résistance laisse passer le courant homopolaire. Enfin la combinaison d'une gaine de plomb et de fils de cuivre combine les avantages des deux, mais est chère et toxique[33],[5]. Dans le cas des câbles à pression extérieure, la fonction est réalisée par un tube rigide, d'acier[27], de plomb ou d'aluminium.

Gaine de protection extérieure[modifier | modifier le code]

La gaine ou enveloppe de protection extérieure est une garniture continue et uniforme entourant le conducteur ou l’ensemble de conducteurs et assurant la protection de ces conducteurs contre l’humidité et les détériorations d’origine mécanique ou chimique[16]. Elle protège aussi contre les dommages mécaniques et des pertes d'huile provenant du câble[10],[21]. Elle est faite à base de PVC ou de polyéthylène[34],[35].

Technologies[modifier | modifier le code]

Câble monophasé et triphasé[modifier | modifier le code]

Câble moyenne tension extrudé à trois conducteurs

Les câbles peuvent être soit monophasés, soit triphasés. Dans le premier cas, un seul conducteur traverse le câble, 3 câbles sont nécessaires pour réaliser le système triphasé usuel dans les réseaux en courant alternatif. Dans le cas des câbles triphasés les trois phases se trouvent dans une seule gaine, 3 conducteurs et enveloppes isolantes sont présentes. La solution en monophasé a l'avantage de nécessiter des câbles de diamètre inférieur, une plus grand longueur par section de câble peut être alors fabriquée. Ils peuvent également transporter plus de courant. Leur rayon de courbure est réduit, ceci combiné à leur poids plus faible les rend plus facilement installables. Ils sont aussi plus faciles à réparer. La pose d'un câble de secours et également envisageable dans ce cas, un câble supplémentaire représente un surcoût de 33 % dans ce cas, alors qu'en triphasé il est de 100 %. Par contre les câbles monophasés occupent globalement plus d'espace. Leur disposition n'étant pas symétrique il est nécessaire de réaliser des transpositions entre câbles. Enfin le champ magnétique induit par une phase n'est pas annulé par celui des autres phases dans un câble monophasé, cela induit du courant dans l'écran métallique et cause donc des pertes[21].

Câble à papier imprégné de masse[modifier | modifier le code]

Les câbles à papier imprégné de masse utilisent de l'huile très visqueuse, qui ne s'écoule pas, notamment en cas de dommage ou au niveau des boîtes de jonction. Les câbles de ce type sont en général très vieux. Ils sont limités à la basse et moyenne tension en courant alternatif, la tension maximale étant d'environ 60 kV[21]. Cette technologie est bien adaptée aux grandes profondeurs[18]. Ils contiennent 1 ou 3 conducteurs en courant alternatif. Leur diamètre est d'environ 110 - 140 mm et ils pèsent entre 30 et 60 kg/m[19]. Leur seule application en 2005 est pour les liaisons haute tension en courant continu[36]. En courant continu l'activité dans les cavités et autres défauts apparaissant dans le papier est réduite, cela permet d'employer les câbles à papier imprégné de masse même pour de hautes tensions en courant continu[25]. Le développement de câble XLPE atteignant de plus hautes tensions pourrait les faire disparaître[10],[31]. C'est la technologie employée par la plupart des connexions sous-marines à courant continu actuelles[36].

Câble à papier imprégné d'huile sous pression[modifier | modifier le code]

À pression interne[modifier | modifier le code]

Afin d'éviter les vides et les décharges partielles et ainsi de pouvoir atteindre des tensions supérieures à celles disponibles avec les câbles à masse, l'huile peut être mise sous pression. Une enveloppe rigide ou semi-rigide en aluminium ou en plomb permet de maintenir cette pression[2]. Un canal d'huile passe au centre du conducteur pour le refroidir et fournir la pression nécessaire à la préservation de l'isolation. Celle-ci est comprise entre 2 et 4 bars[21]. Afin de contenir l'excédent d'huile en cas de dilatation thermique et de maintenir une pression d'huile supérieure à celle exercée par l'eau de mer dans le cas de câble sous-marin, de larges réservoirs de pression sont à prévoir pour l'huile[26]. Leur diamètre est d'environ 110 - 160 mm et ils pèsent entre 40 et 80 kg/m[19].

Ils peuvent atteindre de très hautes tensions[2],[10]. Leur longueur est par contre limitée à environ 30 à 60 km, si aucun réservoir de pression intermédiaire n'est présent, au-delà la bonne circulation de l'huile ne peut plus être garantie[26]. La fabrication des câbles à huile est également relativement compliquée[37].

Ils sont les solutions privilégiées pour les câbles sous-marins avec les XLPE[2]. Ils représentent en 1996, la majorité des câbles dont la tension est supérieure à 150 kV installés[38]. Par contre, ils sont très peu utilisés en courant continu[39]. Standard dans les années 1960, les câbles à papier imprégné sont de moins en moins utilisés, toutefois leur longue durée de vie explique que de nombreux câbles de ce type sont toujours en service à travers le monde[2].

À pression externe[modifier | modifier le code]

Des pressions encore plus élevées, de l'ordre de 15 bars peuvent être utilisées pour obtenir de meilleures propriétés diélectriques. Elle peut atteindre 60 kV/mm[40]. L'huile est alors choisie très fluide. On place les trois conducteurs dans un tube résistant à la pression. Toutefois cela entraîne de grandes pertes d'huile en cas de fuite. Ces câbles, parfois commercialisés sous la marque oilostatic, étaient relativement répandus aux États-Unis et en URSS, mais peu ailleurs. Ils sont adaptés à la distribution dans les villes dans laquelle leur robustesse est appréciée. Les tubes sont assez onéreux comparés aux gaines métalliques des câbles à pression interne, par ailleurs le fait de mettre les trois phases sans blindage métallique entre elles augmentent les pertes[41],[42],[27].

Câbles à refroidissement forcé[modifier | modifier le code]

Dans les années 1970 des projets ont tenté d'augmenter les capacités de transport de puissance de câbles électriques, à pression interne ou externe, en les refroidissant au moyen d'eau, d'air ou de vapeur. Un ou plusieurs câbles doivent alors servir de circuit aller les autres de circuit retour[11]

Câble à gaz[modifier | modifier le code]

À pression interne[modifier | modifier le code]

Les câbles à pression interne de gaz fonctionnent sur un principe similaire aux câbles à pression externe d'huile[27]. Le gaz, en fait de l'azote, remplaçant l'huile pour comprimer l'isolation en papier imprégné. Pour ceux à pression interne le gaz fait partie intégrante de l'isolation diélectrique[5]. Par rapport à l'huile, le gaz a l'avantage de ne pas être inflammable[33].

D'autres points trouvent moins de consensus, ainsi si R. K. Rahkut affirme que les câbles à gaz profitent du fait que la convection du gaz est plus importante que celle de l'huile ce qui est un avantage pour le refroidissement, M.A. Laughton note que les isolations refroidies à gaz ne peuvent être portées qu'à 65-85 °C alors que celles refroidies à huile à 90°C. De même pour la maintenance, Nexans affirme que le système de maintien de la pression du gaz a besoin de plus de maintenance que celui utilisé pour l'huile alors que R. K. Rahkut écrit que les câbles au gaz sont utilisés là où la dilatation de l'huile pose problème ce qui peut sembler contradictoire[22],[33],[27].

À pression externe[modifier | modifier le code]

La principale différence entre les câbles à gaz pression interne et externe est que dans le second cas une gaine métallique, généralement en plomb, recouvre individuellement chaque ensemble conducteur isolation, alors que pour la pression interne ils sont nus[21]. Les conducteurs sont disposés en triangle et entouré d'une membrane de pression[22]. Ils sont remplis de gaz à une pression d'environ 15 bars[5]. Ce gaz maintient le papier sous pression mais ne fait pas partie de l'isolation diélectrique[21]. Ces câbles requièrent globalement peu de maintenance mais sont onéreux[22].

Câble à isolation gazeuse[modifier | modifier le code]

Article connexe : câble à isolation gazeuse.

Les câbles à pression externe de gaz peuvent utiliser du gaz circulant ou statique. Ils peuvent atteindre les plus hautes tensions[10].

Les câble à isolation gazeuse sont des conducteurs rigides utilisant un conducteur en aluminium, une isolation gazeuse faite d'un mélange azote - SF6 et une enveloppe métallique externe en aluminium. Leurs capacités vis-à-vis du sol est moindre que pour les autres câbles ce qui limite le besoin en compensation électrique. Ils peuvent atteindre les plus hautes tensions, ce qui est utilisé pour évacuer l'énergie des centrales électriques et ont l'avantage de pouvoir être montés à la verticale. Ceci est mis à profit surtout dans les centrales hydrauliques. Ces systèmes permettent également de faire se croiser plusieurs lignes à haute tension[43],[44],[45].

Câble extrudé à isolation XLPE[modifier | modifier le code]

Les câbles à isolation XLPE sont aujourd'hui les plus vendus. Les premiers câbles en polymère réticulé, extrudé, notés XLPE[46] avaient la réputation d'être peu fiables à cause de leur propension à avoir des arcs électriques en présence d'eau. Les méthodes d'extrusion modernes ont permis de résoudre ce problème. Ses excellentes propriétés diélectriques, sa résistance au vieillissement et sa bonne fiabilité en font une solution de choix pour les applications sous-marines et souterraines[29],[10].

Les conducteurs utilisés pour les XLPE sont souvent compacts[2]. Le diamètre de ces câbles est d'environ 90 - 120 mm et ils pèsent entre 20 et 35 kg/m[19]. Leur résistance mécanique est inférieure à celle des câbles à isolation en papier imprégné[21].

Les plus hautes tensions ne sont pas accessibles pour les câbles XLPE sous-marins, en l'absence de boîtes de jonctions adéquates. Les boîtes de jonctions ont une limite en 2012 situées entre 245 et 345 kV. Ainsi les câbles XLPE 550 kV existent mais pas leurs boîtes de jonction. Leur longueur est donc limitée par la capacité industrielle à le construire en un seul tenant, pour les câbles 170 kV cette longueur est de 50 km[29].

Ils ont l'avantage de ne pas contenir d'huile, le risque de fuite est donc éliminé[21].

Extrémités et boîtes de jonction[modifier | modifier le code]

Extrémités[modifier | modifier le code]

Extrémité d'un câble électrique 220 kV
À l'extrémité du câble, la gaine étant coupée (dont le potentiel est nul), les lignes équipotentielles (20 % et 80 %) se concentrent aux coins de l'électrode de terre, créant un danger d'arc électrique

Aux extrémités, aux terminaux, du câble, le champ électrique ne doit pas atteindre le seuil de claquage des matériaux (isolant solide ou gazeux). Il faut donc bien maîtriser la forme des surfaces métalliques pour "modeler" les équipotentielles (afin qu'elles ne se rapprochent pas excessivement).

Un caoutchouc ou un élastomère R est poussé sur l'isolation du câble (en bleu). Les lignes équipotentielles entre la haute tension (HV) et la terre earth sont réparties de manière régulière grâce à la forme de l'électrode de terre

Afin de contrôler ces lignes équipotentielles, c'est-à-dire la valeur du champ électrique, un déflecteur constitué de matériel isolant et de feuille métallique est utilisé comme dessiné ci-contre[47],[10].

Un 1er système a été inventé par NKF à Delft en 1964[48],[49]. Il a été ensuite généralisé par les constructeurs, en particulier pour les équipements sous enveloppes [50].

En 2011, les extrémités peuvent supporter des tensions pour les câbles XLPE allant jusqu'à 500 kV[51].

Boîtes de jonction[modifier | modifier le code]

Connecter deux sections d'un câble haute tension pose deux problèmes majeurs. Le premier est que le conducteur extérieur ne se prolonge pas à cet endroit, cela ne doit pas résulter dans une concentration du champ électrique similaire à celle pour un terminal[52]. Le second est qu'une zone vide de champ doit être créée là où les isolations et les conducteurs se joignent[53]. Ces problèmes ont été résolus par NKF à Delft en 1965[54] grâce à l'introduction d'une boîte de jonction[anglais 1].

Photo d'une section d'un joint haute tension, avec un câble électrique monté à la droite de celui-ci. Le conducteur est en rouge, l'isolation en bleu, les semi-conducteurs en noir

L'image ci-contre montre une photographie de la section d'un tel appareil. Le champ électrique est dévié comme montré dans la seconde image.

Plusieurs types de boîtes de jonction existent : pré-moulée[anglais 2] ou faite sur place[anglais 3] en 1 partie ou 3, rétractable à froid[anglais 4],[55], avec une rupture entre les écrans ou non. Jusqu'à 110 kV les jonctions fabriquées sur place sont privilégiés au-delà celles pré-moulées prennent le pas. Dans le premier cas on reconstitue l'enveloppe isolante du câble sur place, cette solution est économique. Sa qualité dépend fortement de l'attitude du jointeur la réalisant. Celles pré-moulées consistent en 1 électrode et deux cônes déflecteurs. Celle en 3 parties doivent être assemblée sur place. Des boîtes de jonction dites de transition permettent également de connecter des câbles de types différents ensemble[33].

Répartition du champ électrique dans une bi-manchette

Le montage d'un terminal ou d'une boîte de jonction est une opération délicate. Pour assurer la qualité de la jonction, elle doit être réalisée dans une certaine plage de température extérieure et il faut éviter toute pénétration d’humidité[1]. Il faut couper puis dénuder les câbles à leur extrémité, pour les lier électriquement plusieurs méthodes existent : placer un cylindre de cuivre autour des conducteurs et les compresser dessus avec une pince adaptée, ou en les vissant sur les conducteurs à la manière d'un domino, ou souder les conducteurs entre eux. Ensuite l'isolation doit être mise à nu, l'élément déflecteur est ensuite placé autour de cette dernière. Cette opération est complexe et demande du personnel formé[56].

Le taux de défaut des boîtes de jonction sur les câbles sous-marins est plus élevé que celui des autres composants[51].

En 2011, les boîtes de jonction peuvent supporter des tensions pour les câbles XLPE allant jusqu'à 400 kV[51].

Applications[modifier | modifier le code]

Souterrain pour courant alternatif[modifier | modifier le code]

On parle de haute tension quand la tension est supérieure à 1 kV. Des câbles de 3 et 6 kV existent certes, mais la plupart ont des tensions supérieures à 10 kV[57]. Ceux dont la tension est comprise entre 10 et 33 kV sont couramment appelés moyenne tension, ceux au-delà de 50 kV haute tension.

Dans le cas des câbles souterrains, ils sont enterrés à une profondeur d'approximativement 1 à 1,5 mètre[18]. Les éoliennes offshore sont en général reliées par des câbles XLPE d'une tension allant de 10 à 36 kV à une plate-forme qui rehausse la tension, puis depuis cette plateforme reliées au sol grâce à un câble d'une tension supérieure à 100 kV[58].

Comparaison des câbles souterrains avec les lignes aériennes[modifier | modifier le code]

Consommation en puissance réactive Q par kilomètre de ligne aérienne 380 kV, de câble souterrain et pour un GIL en fonction de la puissance apparente transportée S et à 50 Hz. Une ligne en courant continu ne consomme pas de puissance réactive
Modèle en Pi d'une ligne électrique, les câbles ont des capacités grandes

Le transport de courant alternatif par câble est problématique. Au-delà d'une certaine distance, 60 à 80 km environ pour des liaisons souterraines ou sous-marines, l'importance du courant capacitif rend peu intéressant le transport d'électricité en courant alternatif. Les câbles AC ont en effet un comportement capacitif vis-à-vis de la terre. Leurs charges et les décharges finissent par consommer l'intégralité du courant disponible. Autrement dit la puissance transportée par le câble devient intégralement réactive. Afin de réduire cet effet capacitif, on installe dans les liaisons classiques en courant alternatif des réactances de compensation, ce qui est coûteux. Ce besoin de compensation augmentant avec la tension, les lignes THT sont rarement enterrées. Ainsi pour une ligne 400 kV il faudrait une station de compensation tous les 20 km environ[59],[19],[60].

Ce phénomène n'apparaît pour le courant continu que lors de la mise sous tension ou d'inversion de polarité (pour le VSC, il n'y a même pas d'inversion de polarité). En régime permanent, le courant étant continu, la capacité parasite du câble ne se charge ou décharge pas. Il n'y a donc aucune limite théorique n'existe pour l'HVDC. Il est donc particulièrement adapté pour transporter de l'énergie électrique par câble[60].

Les lignes souterraines en courant alternatif sont typiquement entre 7 et 20 fois plus chères que les lignes aériennes, cela dépend cependant de nombreux paramètres : par exemple le type de sol. Ce facteur augmente avec le niveau de tension[61]. Les câbles sont donc surtout utilisés en milieu urbain, où la construction de ligne aérienne est difficile. À cause de leur absence d'impact visuel en dehors de leur point d'entrée et de sortie du sol, les câbles sont beaucoup mieux acceptés par la population que les lignes aériennes à haute tension[2]. Ils utilisent également moins de sol et conduisent à moins de dévaluation des biens immobiliers environnants[62]. Ainsi Europacable affirme que pour transporter une puissance de 5 GW il faut au moins un couloir de 50 m de large avec une ligne aérienne alors que 12 suffisent pour des câbles[63]. Pour réduire encore l'empreinte au sol, il est possible de regrouper plusieurs câbles dans un « faisceau », par exemple mettre 2 câbles électriques en parallèle et les associer à une fibre optique[19].

Il est à noter cependant que lors de leur construction les câbles engendrent plus de nuisance que les lignes aériennes, le creusement du tracé étant plus long que la pose de pylônes[2]. Les câbles subissent moins de défaut électrique que les lignes aériennes. Ils ne sont pas touchés par la foudre ou les tempêtes par exemple. Même si on enlève les coupures brèves (en cas de foudre la coupure dure quelques millisecondes), les lignes aériennes ont plus d'interruptions longues. Ceci doit cependant être nuancé par le fait qu'il est difficile de localiser le défaut dans un câble (alors que pour les lignes aériennes, une inspection visuelle suffit la plupart du temps), la réparation est également plus longue, de l'ordre de 3 semaines[2],[63]. La maintenance des câbles est également moindre, il ne faut pas élaguer les arbres à ses environs par exemple, ce qui représente un budget conséquent[2]. Ainsi le budget d'exploitation des câbles HVDC est négligeable[63].

En 1996 le CIGRÉ recensé les statistiques suivantes sur la répartition entre lignes enterrées et lignes aériennes[64],[65],[66]  :

Répartition des lignes enterrées et des lignes aériennes en fonction du niveau de tension
Niveau de tension (kV) Part des lignes enterrées existante (%) Part des lignes enterrées planifiées et approuvées (%)
110-219 3,1 11
220-362 0,94 1,9
363-764 0,26 0,33

Ces chiffres indiquaient que la tendance est certes à plus d'enterrement que par le passé, mais qu'une majorité de lignes restent aériennes. Le rapport de l'assemblée nationale numéro 3477, déclare qu'à l'époque avec 813 km de lignes 225 kV enfouies, la France était en tête en Europe sur ce terrain. La proportion de ligne en 225 et 400 kV est négligeable[59]. La demande publique restant la principale raison d'enterrer les câbles[67].

Câbles sous-marin[modifier | modifier le code]

Charrue sous-marine utilisée pour l'ensouillage des câbles sous-marins
Article connexe : Câble sous-marin.

Comme dans le cas des câbles souterrains, la longueur maximale d'un câble électrique alimenté en courant alternatif est d'environ 60 à 80 km, au-delà il est nécessaire d'utiliser de la compensation. Pour cette raison le transport en courant continu est souvent privilégié[60],[19].

La réparation d'un câble sous-marin (animation)

La réparation des câbles sous-marins est complexe, il faut localiser le défaut, couper la partie endommagée, mettre un câble de rechange et poser les boîtes de jonction le tout en mer[18].

Le coût des câbles sous-marins dépend de très nombreux facteurs : caractéristiques électriques, longueur, tracé, profondeur, protections à mettre en place… Pour cette raison, il est difficile de donner un ordre d'idée général[18]. Toutefois, on peut dire que dans le cas des liaisons HVDC, le coût des câbles excède en général de plusieurs fois le coût des stations de conversion.

Câble pour courant continu[modifier | modifier le code]

Article connexe : HVDC.

Si la construction d'un câble pour le transport de courant continu est similaire à celle d'un câble pour courant alternatif certaines différences sont remarquables. La division en diverses parties est identique, par contre la physique contraignant l'isolation est différente, les tests également[68].

Connexions sous-marines HVDC en Europe (à l'exception des lignes de faible puissance pour des plates-formes et de lignes de service). Légende : vert = projet approuvé, rouge = existants, bleu = options à l'étude (non à jour)

Un des problèmes rencontrés par les câbles XLPE en présence de courant continu est l'accumulation de charges à certains endroits de leur isolation qui en limitent les propriétés diélectriques. Un changement de champ les fait migrer créant un courant dans l'isolation générant des pertes joules, chauffant celle-ci. Par ailleurs le champ électrique créé par ces charges peut mener à l'arc électrique. Ainsi les câbles XLPE ont également des difficultés à supporter les inversions de polarité des stations HVDC commutées par les lignes (LCC), ils sont donc réservés aux stations en source de tension (VSC) qui ont une polarité constante[63]. Pour résoudre ces problèmes des charges migrant dans l'isolation, des chercheurs japonais, travaillant pour J-Power et Viscas ont développé un polyéthylène piégeant les charges et ayant une meilleure résistance volumique. La champ est plus régulier dans l'isolation. En 2004, ils avaient annoncé avoir développé un polyéthylène piégeant les charges et ayant une meilleure résistance volumique. La champ est plus régulier dans l'isolation. Un câble électrique pour courant continu avec une tension de 500 kV a été testé avec succès[69]. En 2011, ils annoncent avoir surmonté le problème et pouvoir utiliser un câble XLPE avec une station LCC[70].

En 2012, les câbles XLPE pour HVDC sont limités à des tensions de +/- 320 kV et une puissance par bipôle de 1 000 MW[63]. Pour les très hautes tensions des câbles à papier imprégné de masse restent nécessaires. Les câbles à huile fluide ne sont quasiment pas utilisés pour le HVDC[39]. Ils peuvent atteindre des tensions de +/- 500 kV (ABB commercialise même 550 kV[71]), pour une puissance de 1 600 MW par bipôle ce qui représente une section de conducteur de 2 500 mm2[63]. Leur conception est légèrement différente de celle des câbles à huile en courant alternatif, le fait que les câbles DC ne soient pas sujets aux pertes diélectriques leur permet d'utiliser du papier plus dense[37]. À noter que les câbles XLPE ont besoin d'un plus grand nombre de jonctions pour une même distance que les câbles à papier imprégné de masse[39].

En 2012, la majorité des câbles HVDC sont utilisés pour réaliser des liaisons sous-marines, le courant AC étant inadéquat pour transporter la puissance sur des distances supérieures à environ 80 km. Les câbles HVDC ne rencontrent pas de problème avec la distance, ainsi le plus long câble sous-marin en 2012 est celui du projet NorNed, reliant la Norvège aux Pays-Bas, qui a une longueur de 580 km et transporte 700 MW[36]. Parmi les applications de la haute tension à courant continu conjointement à des câbles électriques, on trouve les plateformes offshore reliant les fermes éoliennes éloignées du sol, à l'heure actuelle présentes avant tout en mer du Nord[18].

Pour les lignes HVDC, Europacable parle d'un coût allant de 1 à 2,5 millions d'euro par kilomètre pour les lignes enterrées, soit 2 à 3 fois plus cher qu'en ligne aérienne[63].

Câbles pour matériel radiographique[modifier | modifier le code]

Les câbles haute tension destinés à connecter les tubes à rayons X[anglais 5] des équipements de radiographie sont assez différents de ceux utilisés pour le transport de puissance. Ils sont parcourus par un courant relativement faible : quelques milliampères à une tension de 30 à 200 kV. Ils sont flexibles, isolés grâce à du caoutchouc ou de l'élastomère, leur conducteur est tressé et dispose d'une gaine en fils de cuivre [72].

Mise en place[modifier | modifier le code]

Pour l'installation de câbles souterrains, la longueur des sections de câbles est limitée par le transport des bobines. Typiquement ces sections excédent le kilomètre, les bobines pèsent jusqu'à 40 tonnes. Quand le câble est directement enfoui, une tranchée est creusée, le câble installé puis la tranchée est rebouchée[63]. Cette solution est plus économique que la construction d'un tunnel. Par contre dans ce dernier cas, la section des câbles est moins importante et on envisage de passer le câble dans un tuyau rigide[33].

L'installation des câbles sous-marins est quelque peu différente, des navires spéciaux, comme le Giulio Verne, transportent et installent le câble. Ils peuvent transporter environ 100 km de câble standard à la fois. Pour le projet Cometa, entre l'Espagne et Majorque, le câble étant plus fin il a pu être posé en un seul tenant de 242 km de long. Si le courant marin est important ou que l'on veut placer le câble avec précision, un robot est utilisé au fond de la mer pour mettre le câble en place. Il creuse une tranchée afin de protéger le câble contre les dommages potentiels, provenant des ancres des navires ou des équipements de pêche par exemple. Pour les très grandes profondeurs, ces risques n'existant pas, l'enfouissement n'est pas nécessaire. Il existe plusieurs méthodes pour ouvrir la tranchée : pelleteuse, à chaîne, « jetting »[18]… Afin d'améliorer encore la protection du câble, un matelas fait de sacs de ciment ou sable peut être placé sur son tracé. Il peut aussi être tubé[19].

Fabrication, qualité, test et diagnostics[modifier | modifier le code]

Fabrication[modifier | modifier le code]

Schéma de principe d'une extrudeuse pour réaliser l'isolation du câble

La coopération entre les fabricants de câble et de matériaux a permis de définir différents types d'XLPE aux spécifications très strictes. Les producteurs exigent en général un polymère « extra clean », ce qui garantit que le nombre et la taille des particules restent faible. Le stockage de la matière première dans un environnement parfaitement propre, salle blanche, est nécessaire pour le producteur de câble. Le développement des extrudeuses pour les plastiques réticulées a permis d'obtenir une extrusion sans défaut des câbles.

Elles peuvent être de trois sortes différentes : à vulcanisation continue verticale, VCV [anglais 6], à vulcanisation continue en caténaire, CCV [anglais 7] ou à vulcanisation continue dite Mitsubishi Dainichi, MDVC[anglais 8]. Dans le premier cas le câble est vertical, dans le second il forme une caténaire et dans le dernier est horizontal lors de son extrusion[23].

Qualité[modifier | modifier le code]

Le développement de l'isolation haute tension est limité par deux problèmes relatifs à la qualité. Tout d'abord les couches de semi-conducteur doivent être parfaitement homogènes, sans aucune saillie, même de quelques microns. De même l'isolation et ces couches doivent être parfaitement en contact : les fissures, poches d'air et autres défauts, de l'ordre du micron, peuvent diminuer les propriétés diélectriques du câble[73] .

Ensuite, l'isolation en elle-même ne doit pas contenir de particules extérieures, de cavité ou d'autres défauts. Les imperfections suivantes peuvent se manifester dans l'isolation d'un câble[74] :

  • Arborescence électrique
  • Vide à l’interface
  • Vide dans l’isolant
  • Contaminant
  • Protubérance dans le semi-conducteur
  • Décharge à partir d’un contaminant
  • Décharge à partir d’un vide
  • Décharge à partir de l’isolant
  • Décharge à partir du conducteur
  • Humidité

Tout défaut réduit la durée de vie du câble qui est normalement d'environ 30 ans ou plus[75].

Fiabilité[modifier | modifier le code]

Au niveau de la fiabilité, les câbles électriques à haute tension ont les statistiques suivantes en fonction de l'isolation choisie[25] :

Répartition des lignes enterrées et des lignes aériennes en fonction du niveau de tension
Composant Unité Isolation papier XLPE
Câble défaut/100 unités/km/an 0,05 0,05 - 0,07
Jonction défaut/100 unités/an 0,08 0,01
Extrémité défaut/100 unités/an 0,07 0,04

Tests et diagnostics[modifier | modifier le code]

Inéluctablement, l’isolant agencé autour du conducteur d’un câble vieillit et se dégrade au cours du temps. Les câbles doivent donc faire l’objet d’un diagnostic régulier ayant pour principale mission de vérifier la qualité de leur isolation. Dans le cas des câbles à isolation en papier ces diagnostics déterminent le vieillissement général, dans le cas des XLPE les arbres électriques sont plus particulièrement recherchés[10]. Les diagnostics permettent de connaître l'état de vieillissement du câble et de planifier les maintenances nécessaires[76].

Les câbles peuvent présenter différents types de défauts. Différentes méthodes de tests et de diagnostics sont donc utilisées pour valider la conformité des câbles : mesure des décharges partielles, du facteur de perte. Les câbles doivent être exempts de décharge partielle, signe d'une détérioration de l'isolation[10].

Le comportement très capacitif des câbles empêche de faire ces tests à la fréquence nominale du réseau, une puissance bien trop importante serait alors exigée du réseau. Des tests en courant continu ont donc été développées pour les câbles à isolation en papier imprégné. Toutefois dans le cas des câbles XLPE, elles se sont révélées très peu sensibles. On peut alors augmenter la tension mais cela peut endommager le câble. Cette méthode n'est utile que pour tester la gaine métallique. Des méthodes à faibles fréquences (dite méthode VLF) pour mesurer les décharges partielles sont donc utilisées. Les fréquences utilisées sont comprises entre 0,01 et 0,1 Hz[10].

D'autres méthodes existent comme celle à une fréquence comprise entre la 50 Hz on-line, c'est-à-dire que le câble n'est pas déconnecté du réseau à la différence de la méthode 50 Hz off-line, et enfin la méthode « Damped AC voltages energizing » abrégé OWTS[77]. Si le câble n'est pas déconnecté, il faut plus de traitement du signal pour distinguer les décharges partielles du bruit. Une des difficultés est de localiser le défaut dans le câble[78].

L'usage haute fréquence est meilleur pour distinguer le bruit blanc du signal, le premier diminuant quand la fréquence augmente. Des fréquences de 100 Mhz sont typiquement utilisées Les signaux sont mesurés au moyen de capteurs inductifs ou capacitifs[79].

Les arbres d'eau peuvent être détectés par la mesure du facteur de perte du câble, la tan(\delta) ou par une mesure de décharges partielles[80],[81]. Les valeurs mesurées lors des diagnostics doivent être comparées à celles acquises lors des tests en usine, cela permet notamment de détecter des erreurs de montage[10].

Les méthodes acoustiques et ultra-soniques de détection des décharges partielles peuvent également être employées[82].

Conséquences environnementales[modifier | modifier le code]

Les câbles à huile ont le défaut de rejeter de l'huile dans la nature en cas de fuite[37]. Ils ont très peu d'impact visuel. Les inquiétudes se concentrent d'avantage sur le champ électrique[67]. Leur occupation des sols est plus limitée que celle des lignes aériennes[62].

Fabricants[modifier | modifier le code]

Liste de fabricants de câbles haute tension[83] :

Pour les accessoires tels que les boîtes de jonction d'autres fabricants s'ajoutent tel Pfisterer[86].

Normes applicables[modifier | modifier le code]

  • CEI 60141 - Essais de câbles à huile fluide, à pression de gaz et de leurs dispositifs accessoires - version 1993
  • CEI 60840 - Câbles d'énergie à isolation extrudée et leurs accessoires pour des tensions assignées supérieures à 30 kV (Um = 36 kV) et jusqu'à 150 kV (Um = 170 kV) – Méthodes et exigences d'essai - version 2011
  • CEI 62067 - Câbles d'énergie à isolation extrudée et leurs accessoires pour des tensions assignées supérieures à 150 kV (Um = 170 kV) et jusqu'à 500 kV (Um = 550 kV) – Méthodes et exigences d'essai - version 2011

Références[modifier | modifier le code]

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  49. cas similaire dans Kreuger 1991, p. 160
  50. Cas similaire dans Kreuger 1991, p. 157
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  52. Kreuger 1991, p. 156
  53. Kreuger 1991, p. 154
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Articles connexes[modifier | modifier le code]

Traductions[modifier | modifier le code]

  1. « bi-manchet »
  2. « premoulded »
  3. « tapped »
  4. « Slip on » et « slip over »
  5. « X-ray cable »
  6. « vertically continuous vulcanisation »
  7. « catenary continuous vulcanisation »
  8. « Mitsubishi Dainichi continuous vulcanisation »

Bibliographie[modifier | modifier le code]

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