Câble électrique à haute tension

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 avec le cuivre qu’avec 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].

Elles 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, et les conducteurs peuvent être isolés entre eux électriquement pour limiter l'effet de peau ;
• profilé ou compact : le profilage permet de gagner en facteur de remplissage, lequel 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.

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 chimiquement, 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 ${\displaystyle \tan(\delta )}$ 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:

• papier imprégné d'huile ;
• polyéthylène à faible densité (abrégé LDPE en anglais) ;
• polyéthylène à haute densité ;
• polyéthylène réticulé (abrégé XLPE en anglais).

L'éthylène-propylène (EPR) peut aussi être utilisé, mais il a de fortes pertes diélectriques et des propriétés diélectriques généralement 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]. Une amélioration possible de l'isolation papier, consiste à placer une couche de polypropylene entre deux couches de papier. On parle de « paper polypropylene laminate » (PPL). Cette technologie améliore l'isolation diélectrique[28].

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].

Un écran semi-conducteur est placé[29] entre le conducteur et l'isolation d'une part, et entre l'isolation et les couches suivantes d'autre part. Ainsi, les écrans semi-conducteurs sont situés sur les faces interne et externe de l'isolant. Cet ensemble est parfois appelé "Triplex", lorsqu'il est fabriqué par coextrusion. Leur rôle est de rendre le champ électrique homogène autour du conducteur[2], évitant ainsi tout effet de pointe pouvant conduire à des décharges partielles qui pourraient endommager l'isolation[30]. En particulier, il est nécessaire d'éviter la formation de cavités entre le métal (âme, écran) et l'isolant, susceptibles d'être le lieu de fortes hétérogénéités de champ électrique.

Concrètement pour les câbles XLPE, cette couche est réalisée à l'aide d'un mélange semi-conducteur à base de polyéthylène réticulé et de graphite[10], mélange de grande homogénéité et de très faible rugosité. Cette couche a une épaisseur de 1 à 2 mm et son coût est élevé à cause du prix de cette matière première[31].

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[32].

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[33]. Il rend enfin quasi nul le champ électrique extérieur[34].

La manière dont l'écran est mis à la terre est importante pour la détermination du courant maximum que peut conduire le câble. Idéalement, le schéma de mise à la terre permet de limiter le courant circulant (source d'échauffement, il réduit la capacité de transit du câble) et les montées de tension induite en tout point de la liaison, en situation opérationnelle. En pratique, il existe trois possibilités :

• Mise à la terre à une extrémité du câble[anglais 1]
• Mise à la terre aux deux extrémités du câble[anglais 2]
• Mise à la terre transposée : cross-bonding

Dans le premier cas, comme l'écran n'est relié à la terre qu'en un seul point, aucun courant ne peut y circuler. Il n'y a donc pas de pertes par courants de Foucault. Par contre, la tension à l'extrémité non mise à la terre peut devenir élevée. Il est possible de la limiter à l'aide d'un parafoudre. Toutefois, le dimensionnement de l'isolation extérieure doit prendre en compte cette haute tension. Dans le second cas, un courant important peut être induit dans l'écran par l'âme et causer des pertes élevées. Par contre, la tension est nulle. La dernière solution consiste à transposer à intervalle régulier les écrans de chaque phase. Si chaque section occupe un tiers de la longueur totale du câble, et si le système triphasé est équilibré, les courants induits s'annulent (${\displaystyle I_{ecran1}+I_{ecran2}+I_{ecran3}=0}$). La tension est limitée par des parafoudres à chaque transposition. Si le système triphasé est déséquilibré, il y a présence d'une composante homopolaire. L'impédance homopolaire d'un câble mis à la terre à une seule extrémité est infinie, celles d'un câble mise à la terre aux deux extrémités et mise à la terre transposée sont identiques[35].

• 
  Écran mis à la une seule extrémité du câble. La tension à l'autre extrémité n'est pas limitée.
• 
  Écran mis à la terre aux deux extrémités. Le courant induit par l'âme dans l'écran circule par la terre.
• 
  Écrans transposés. Le courant induit par chacune des âmes dans les écrans se compensent et s'annulent.

Quatre possibilités existent pour construire cet écran : tube en plomb, tube en aluminium, fils de cuivre en hélice ou combinaison cuivre et plomb. Les matériaux se différencient par leur résistivité et leur poids. D'autres sujets comme le prix, la tenue en corrosion ou la raideur peuvent être pris en compte pour ce choix. La résistivité électrique de l'écran doit être suffisamment faible pour limiter l'échauffement lors d'un court-circuit et éviter ainsi la dégradation des matériaux adjacents. Toutefois, plus faible est la résistivité et plus forts seront les courants induits qui limitent la capacité de transit du câble. En comparaison avec les autres métaux, le plomb a une résistance électrique élevée, qui doit être compensée par une plus grande épaisseur. Ses principaux défauts sont d'être cher, lourd et toxique. L'aluminium est léger, relativement économique, n'a pas de problème lié à l'humidité, sa résistivité est faible. La faible résistance électrique du cuivre permet de se contenter de simples fils, plutôt qu'un tube massif, au bénéfice de la légèreté, du prix et de la raideur. L'espacement dégagé permet de faire passer une fibre optique dans certains cas. Enfin la combinaison de plusieurs matériaux peut permettre de cumuler leurs avantages respectifs en distribuant les fonctionnalités attendues de l'écran, mais peut générer des couplages galvaniques. Le couple gaine de plomb et fils de cuivre est identifié comme cher et toxique[34]^,[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.

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[36]^,[37].

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 grande longueur par section de câble peut être alors fabriquée. Ils peuvent également transporter plus de courant. Leur rayon de courbure (ou 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 est également envisageable dans ce cas : un câble supplémentaire en monophasé représente un surcoût de 33 %, alors qu'en triphasé le surcoût 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].

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[38]. 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]^,[32]. C'est la technologie employée par la plupart des connexions sous-marines à courant continu actuelles[38].

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[39].

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[40]. Par contre, ils sont très peu utilisés en courant continu[41]. 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].

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[42]. 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[43]^,[44]^,[27].

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]

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, remplace l'huile pour comprimer l'isolation en papier imprégné, et fait partie intégrante de l'isolation diélectrique[5]. Par rapport à l'huile, le gaz a l'avantage de ne pas être inflammable[34].

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 peuvent être portées 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]^,[34]^,[27].

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].

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

Les câbles 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[45]^,[46]^,[47].

Les câbles à isolation synthétique sont aujourd'hui les plus vendus, en particulier ceux à isolant XLPE. Les premiers câbles à isolation en polyéthylène réticulé, extrudé, notés XLPE[48] avaient la réputation d'être peu fiables à cause de leur propension à former des arborescences 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[30]^,[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], car ces derniers sont sensibles au déchirement du papier.

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

Connecter deux tronçons d'un câble haute tension nécessite de prolonger chacune des couches qui sont interrompues. Ceci concerne en premier lieu les deux conducteurs qui sont connectés ensemble par un raccord (soudure, raccord vissé, sertissage, poinçonnage profond, contacteur lamellaire). La tricouche isolante est aussi reproduite dans la jonction et se place autour du raccord des conducteurs. Sa forme est étudiée pour répartir de façon la plus régulière le champ électrique et éviter le claquage[49]. Enfin, les écrans métalliques sont raccordés au moyen d'un caisson métallique externe qui peut être interrompu si le mode de mise à la terre de la liaison le nécessite. Ces problèmes ont été résolus par NKF à Delft en 1965[50] grâce à l'introduction d'une boîte de jonction[anglais 3].

Photo d'une section d'une jonction 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 jonctions existent :

• pré-moulée[anglais 4] ou rubanée[anglais 5]
• en 1 partie ou 3,
• rétractable à froid[anglais 6]^,[51]avec une rupture entre les écrans ou non.

Jusqu'à 110 kV les jonctions rubanées sont employées, 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. mais sa qualité de réalisation et donc sa fiabilité dépendent fortement de l'attitude du jointeur la réalisant. La technologie rubanée, bien que délicate à maîtriser et longue à mettre en œuvre, est privilégiée pour les liaisons sous-marines, car elle ne génère que peu de sur-épaisseur. Ceci permet de relier les longueurs produites directement à l'usine avant de les charger sur le navire câblier. Celles pré-moulées consistent en un bloc de plastique formé d'une électrode centrale et deux cônes déflecteurs, séparés par un volume isolant. Celles en 3 parties doivent être assemblée sur place. Les jonctions permettent également de raccorder des câbles de designs différents[34], on parle alors de jonctions de transition.

Répartition du champ électrique dans une bi-manchette

Le montage d'une jonction ou d'une extrémité 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, puis reconstituer les couches une par une. Pour le raccord des âmes, plusieurs méthodes existent : placer un cylindre de cuivre autour des conducteurs et les compresser dessus avec une pince adaptée (raccord serti ou raccord poinçonné), ou en les vissant sur les conducteurs à la manière d'un domino (raccord vissé), ou souder les conducteurs entre eux (raccord soudé). 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[52].

Le taux de défaut des boîtes de jonction sur les câbles sous-marins est plus élevé que celui des autres composants[53].

En 2011, les boîtes de jonction peuvent supporter des tensions pour les câbles XLPE allant jusqu'à 400 kV[53].

En première approche, une extrémité peut être vue comme une demi-jonction. Fonctionnellement, les couches du câble sont interrompues successivement jusqu'à ce que le conducteur soit mis à nu. Si la constitution interne de l'extrémité est une véritable demi-jonction, la mise à nu de chacune des couches successivement jusqu'au conducteur conduit (dans le cas des extrémités aériennes) à libérer le champ électrique dans le milieu externe et nécessite la mise en place d'une enveloppe externe appelée "coiffe". Elle est réalisée en matériau céramique, synthétique ou composite. La coiffe est couverte d'ailettes qui allongent la ligne de fuite en surface de l'extrémité. Ces ailettes évitent la formation d'un arc électrique depuis les anneaux répartiteurs de champ situés au sommet, jusqu'à la base de l'extrémité. Malgré ces ailettes, en première approche la hauteur de l'extrémité reste proportionnelle à la tension du câble qui y est raccordé.

Extrémité d'un câble électrique 220 kV

À l'extrémité du câble, l'interruption de l'écran métallique libère le champ électrique ce qui se traduit par une divergence des lignes équipotentielles (20 % et 80 %) depuis le point triple et tout autour de l'électrode déflectrice

Comme pour les jonctions, la forme de l'électrode déflectrice des extrémités est étudiée pour répartir de façon la plus régulière le champ électrique et éviter le claquage des matériaux (isolant solide ou gazeux).

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

Le bloc déflecteur est généralement constitué du même matériau que la partie isolante du bloc, mais celui-ci est chargé d'additifs réduisant ses propriétés isolantes de façon que l'interface entre les deux forme une électrode, c'est-à-dire une surface équipotentielle de géométrie régulière et en contact intime avec la pièce isolante. Ce principe est illustré ci-contre[54]^,[10].

Un 1^er système a été inventé par NKF à Delft en 1964[55]^,[56]. Il a été ensuite généralisé par les constructeurs, en particulier pour les équipements sous enveloppes [57].

En 2011, les extrémités peuvent supporter des tensions pour les câbles XLPE allant jusqu'à 500 kV[53].

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[58]. Ceux dont la tension est comprise entre 1 et 50 kV sont couramment appelés HTA, ceux au-delà de 50 kV HTB.

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[59].

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

Les câbles isolés (souterrains et sous-marins) ont une capacité (en µF/km) qui limite le linéaire des liaisons HVAC. À mesure que la liaison s'allonge et que la tension augmente, la part de courant réactif augmente, et réduit le transit de puissance active. 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. Autrement dit la puissance transportée par le câble devient intégralement réactive. Afin de réduire cet effet capacitif, il peut être nécessaire d'installer dans les liaisons classiques en courant alternatif des réactances de compensation, notamment pour le raccordement de parcs éoliens offshore situés à grande distance des côtes. 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[60]^,[19]^,[61].

Une autre solution est d'exploiter la liaison en courant continu, ce qui supprime la question du réactif. En effet - hormis les phases d'inversion de polarité spécifiques aux liaisons exploitées en LCC - en régime permanent le courant étant continu, la capacité parasite du câble ne se charge pas. Toutefois, les liaisons à courant continu nécessitent l'implantation de stations de conversion AC/DC aux deux extrémités, ce qui renchérit significativement la liaison. Pour cette raison, elles sont plus adaptées aux échanges d'énergie point à point qu'aux implantations en réseau maillé. En pratique, cette solution est réservée aux applications suivantes :

• interconnexions entre pays distants ou exploitant des réseaux non-synchrones
• "interconnexions internes" entre régions disposant l'une d'un excédent et l'autre d'un déficit de production
• raccordement de centrales de production lointaines et de forte puissance (parcs éoliens offshore de puissance installée dépassant le MW)

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[62]. 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[63]. 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[64]. 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]^,[64]. La maintenance des câbles est également moindre, il ne faut pas élaguer les arbres à ses environs par exemple, ce qui représente un budget important[2]. Ainsi le budget d'exploitation des câbles HVDC est négligeable[64].

En 1996 le CIGRÉ recensait les statistiques suivantes sur la répartition entre lignes enterrées et lignes aériennes[65]^,[66]^,[67]  :

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[60]. La demande publique restant la principale raison d'enterrer les câbles[68].

Charrue sous-marine utilisée pour l'ensouillage des câbles sous-marins

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[61]^,[19].

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]^,[69].

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.

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[70].

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[64]. 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[71]. En 2011, ils annoncent avoir surmonté le problème et pouvoir utiliser un câble XLPE avec une station LCC[72].

En 2012, les câbles XLPE pour HVDC sont limités à des tensions de +/- 320 kV et une puissance par bipôle de 1 000 MW[64]. 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[41]. Ils peuvent atteindre des tensions de +/- 500 kV (ABB commercialise même 550 kV[73]), pour une puissance de 1 600 MW par bipôle ce qui représente une section de conducteur de 2 500 mm²[64]. 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[39]. 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[41].

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[38]. 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'euros par kilomètre pour les lignes enterrées, soit 2 à 3 fois plus cher qu'en ligne aérienne[64].

Les câbles haute tension destinés à connecter les tubes à rayons X[anglais 7] 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 [74].

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 8], à vulcanisation continue en caténaire, CCV [anglais 9] ou à vulcanisation continue dite Mitsubishi Dainichi, MDVC[anglais 10]. 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].

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[76].

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[77] :

• 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[78].

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

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[79].

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[80]. 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[81].

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[82].

Les arborescences d'eau peuvent être détectées par la mesure du facteur de perte du câble, la ${\displaystyle \tan(\delta )}$ ou par une mesure de décharges partielles[83]^,[84]. 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[85].