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OFFICE PARLEMENTAIRE D'ÉVALUATION
DES CHOIX SCIENTIFIQUES ET TECHNOLOGIQUES

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RAPPORT

SUR

L'APPORT DE NOUVELLES TECHNOLOGIES DANS L'ENFOUISSEMENT
DES LIGNES ÉLECTRIQUES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION

PAR M. Christian KERT,
Député

SAISINE

TABLE DES MATIERES

INTRODUCTION 3

CHAPITRE 1 : LA FRANCE EST-ELLE EN RETARD DANS L'ENFOUISSEMENT DES LIGNES ÉLECTRIQUES ? 7

1.1. - en Moyenne Tension et Basse Tension 9

1.1.1. - en Moyenne Tension 10

1.1.2. - en Basse Tension 12

1.2. - en Haute Tension et en Très Haute Tension 12

1.2.1. - en Haute Tension 15

1.2.2. - en Très Haute Tension 15

CHAPITRE 2 : LES TECHNIQUES D'ENFOUISSEMENT DES LIGNES À HAUTE ET TRÈS HAUTE TENSION 17

2.1. - Les liaisons en courant continu 17

2.1.1. - le principe 18

2.1.2. - les réalisations 18

2.1.2.1. - l'IFA 2000 18

2.1.2.2. - à Grondines 22

2.1.2.3. - au Japon 26

2.2. - Les technologies expérimentales 26

2.2.1. - Câble à isolation synthétique 26

2.2.1.1. - le principe 27

2.2.1.2. - les réalisations 34

2.2.1.2.1. - à Berlin 34

2.2.1.2.2. - au Danemark 40

2.2.1.2.3. - au Royaume-Uni 43

2.2.1.2.4. - au Canada 45

2.2.1.2.5. - au Japon 46

2.2.2. - Câble à isolation gazeuse 48

2.2.2.1. - le principe 49

2.2.2.2. - les réalisations 50

2.2.2.2.1. - à Genève 50

2.2.2.2.2. - au Japon 50

2.2.3. - Supraconducteurs 52

2.2.3.1. - le principe 53

2.2.3.2. - les réalisations et la recherche 54

2.2.3.2.1. - à Detroit 54

2.2.3.2.2. - les autres projets dans le monde 55

2.3. - L'état des recherches en France 58

CHAPITRE 3 : POUR EN FINIR AVEC LES COÛTS PROHIBITIFS 61

3.1. - Les avancées technologiques 64

3.2. - Renforcement des lignes 65

3.3. - Mutualisation des moyens économiques 67

3.4. - Politique volontariste 69

3.4.1. - A l'étranger 69

3.4.1.1. - en Allemagne 69

3.4.1.2. - au Danemark 69

3.4.1.3. - au Royaume Uni 70

3.4.1.4 - au Canada 71

3.4.2. - En France 72

CHAPITRE 4 : DE TELS INVESTISSEMENTS SONT-ILS JUSTIFIÉS ? 73

4.1. - Sécurité des biens et des personnes 74

4.2. - Environnement 76

4.3. - Développement durable des territoires 78

4.4. - Sites à protéger 78

4.5. - Champs électromagnétiques 79

CONCLUSION 85

RECOMMANDATIONS 89

ADOPTION DU RAPPORT 93

ANNEXE 97

I. Personnalités entendues à PARIS 98

II. Personnalités entendues lors de missions en France 100

III. Personnalités entendues lors de missions à l'étranger 102

INTRODUCTION

L'Office Parlementaire d'Evaluation des Choix Scientifiques et Technologiques a été saisi par la Commission de la Production et des Echanges d'une demande d'étude sur l'apport de nouvelles technologies dans l'enfouissement des lignes électriques à haute et à très haute tension.

Le passage des lignes à haute et très haute tension est un problème qui préoccupe de plus en plus les populations et les élus.

Comme le montrent très bien les nombreuses questions orales ou écrites sur ce sujet, le passage de lignes à haute ou très haute tension dans des régions à population dense ou dans des paysages présentant des caractéristiques remarquables est de plus en plus mal supporté.

Pour des raisons de protection de l'environnement ou par crainte des éventuels effets sur la santé, les populations concernées et leurs représentants manifestent une opposition de plus en plus marquée à la construction de nouvelles lignes aériennes.

Pourtant, pour faire face à l'accroissement de la demande intérieure et extérieure d'électricité, il faudra continuer à développer le réseau de lignes à haute tension. Les événements climatiques de ces dernières années ont d'ailleurs bien montré l'importance des interconnexions nationales et internationales.

Si les installations de production d'énergie étaient relativement bien tolérées dans notre pays, il apparaît de plus en plus clairement que c'est le problème du transport à longue distance de cette énergie qui va se poser avec de plus en plus d'acuité. L'enfouissement partiel des lignes à haute tension peut déjà constituer un début de solution.

Depuis la loi du 10 février 2000 transposant la Directive européenne sur l'ouverture du marché de l'électricité, la gestion des lignes à haute et très haute tension est du ressort du Réseau de Transport d'Electricité (RTE).

Cet organisme gère donc des lignes à haute tension de 63 000 et 90 000 volts, ainsi que des lignes à très haute tension de 225 000 et 400 000 volts.

Pour répondre aux demandes des populations et des élus, EDF avait pris dès 1997 l'engagement d'enfouir 20 % des nouvelles lignes à haute tension. La priorité a été donnée aux zones urbaines et périurbaines à forte densité de population.

Si la technique de l'enfouissement est bien maîtrisée puisqu'on a déjà réalisé des tronçons jusqu'à 15 km pour les lignes de 225 000 volts et des tronçons jusqu'à 30 km pour les lignes de 90 000 et 63 000 volts, la généralisation de cette solution n'est toutefois pas envisagée, à cause des contraintes techniques et économiques.

Si des progrès ont été d'ores et déjà enregistrés sur la haute tension, le problème reste important pour la très haute tension surtout le 400 000 volts ; or, ce sont justement ces lignes qui font l'objet de la plus forte opposition de la part des populations concernées.

Peut-on désormais raisonnablement envisager le passage en souterrain des lignes à très haute tension ?

Les obstacles techniques et économiques à l'enfouissement des lignes à très haute tension de 400 000 volts étaient tels qu'on a longtemps prétendu que cette solution était irréalisable.

Des études menées en France ainsi que des réalisations étrangères récentes que votre Rapporteur a pu visiter permettent néanmoins de tempérer désormais ce jugement négatif.

La faisabilité technique est prouvée tant pour les lignes de haute tension que pour la très haute tension en 225 kV et 400 kV, mais les coûts sont très différents suivant les voltages.

Aussi je me propose de faire un bilan mondial en matière d'enfouissement, toutes tensions confondues, avant de me concentrer sur la très haute tension, véritable enjeu de l'avenir du transport électrique.

Par ailleurs plusieurs axes de recherche sont développés dans différents pays, sans toutefois déboucher pour l'instant au niveau industriel. Les réalisations - parfois spectaculaires - qui existent cependant prouvent la fiabilité de ces câbles et chaque nouvelle réalisation permet d'abaisser les coûts.

Pour obtenir l'équivalent d'une ligne aérienne 400 000 volts, plusieurs câbles en parallèle sont nécessaires, soit la largeur non plus d'une véritable « autoroute électrique », de 20 mètres de large comme prétendues par certains hauts responsables d'EDF mais d'une route départementale de 10 mètres et dont le coût serait de 8 à 10 fois supérieur à celui d'une ligne aérienne.

Pour que ces techniques deviennent véritablement opérationnelles, il faut aussi qu'il existe un marché, seule véritable réponse à la baisse des prix. Il est nécessaire qu'une volonté politique généralisée d'enfouir les lignes se dessine en Europe afin de créer ce marché. Alors la recherche pourra réellement se développer autour de plusieurs axes : mise au point de nouveaux câbles pour les lignes souterraines, notamment les câbles à isolation synthétique et les câbles à isolation gazeuse d'une part, et sur les techniques d'enfouissement d'autre part.

L'aspect « santé » est souvent avancé pour combattre les nouvelles lignes aériennes, et ce notamment depuis l'étude sur le cancer chez l'enfant publiée en 1979 aux Etats-Unis. Toutes les expertises à ce jour concluent que l'exposition aux champs électromagnétiques (CEM) ne provoque pas de problèmes de santé, et n'augmente pas les risques de cancer et de leucémie. Le suivi médical depuis 1991 de la population de Coutiches, village du Nord de la France, village traversé par une ligne aérienne de 400 kV, a même été abandonné après ses résultats négatifs, à la demande des habitants qui l'avaient initialement demandé. Il est cependant nécessaire de s'inquiéter des phénomènes électromagnétiques éventuellement perceptibles en surface pour des lignes enfouies.

Sous la 11ème législature, au moins 10 questions concernant l'enfouissement des lignes ont été posées par nos collègues, notamment après les tempêtes de décembre dernier. Les réponses fournies restent très vagues, s'attachant plus au réseau basse et moyenne tension qu'à la très haute tension, ce à quoi je vais essayer de remédier.

Chapitre 1 :
La France est-elle en retard dans l'enfouissement des lignes électriques ?

Le réseau électrique français est le résultat de plusieurs dizaines d'années d'investissement. S'il fallait le reconstruire à neuf, il est probable que le coût d'une telle construction oscillerait entre 500 et 1 000 milliards de francs.

La grande période de l'expansion du réseau a été celle de l'après-guerre et des trente glorieuses. A cette époque, la consommation d'électricité doublait tous les sept ans, avec la nécessité d'étendre le réseau. A part dans les villes, la question de l'enfouissement ne se posait pas, et cette expansion s'est donc faite en tout aérien.

Après le premier et surtout le deuxième choc pétrolier, le développement de la consommation d'électricité s'est ralenti. EDF a par ailleurs cherché un relais de croissance en Europe en échangeant de l'électricité avec nos voisins. Ces échanges provenaient le plus souvent de la surcapacité de production électrique française.

Le réseau électrique en France avait donc, après les chocs pétroliers, pris un rythme d'un développement mature. Principalement aérien en 73/74, il reste aujourd'hui marqué par ce passé, puisque l'évolution du réseau ne peut être que lente peu de lignes nouvelles étant construites et peu de lignes anciennes étant reprises.

Dans le même temps, après les chocs pétroliers, la montée des préoccupations écologiques a conduit à une demande sociale de plus en plus forte pour enfouir les lignes électriques. Là où, pendant les trente glorieuses le pylône EDF était vu comme le symbole du progrès technique, progressivement, il est apparu comme une nuisance dans le paysage.

C'est ainsi qu'EDF n'a pu réaliser les lignes d'interconnexion nouvelles qu'il souhaitait faire pour traverser les Alpes et les Pyrénées...

Dans le même temps, les techniques d'enfouissement ayant progressé, les coûts ont diminué, rendant possible cette mutation technologique, à partir des tensions les plus basses. En conséquence, dès le début des années 90, les structures permettant le développement de l'enfouissement se sont mises en place :

- création d'une tranche dédiée à l'enfouissement dans le FACE,

- abondement des collectivités en supplément des programmes aidés par le FACE pour développer l'enfouissement, conduisant environ à une multiplication par deux de ce volume d'investissement,

- contrat d'entreprise signé avec EDF prévoyant des objectifs spécifiques pour développer l'enfouissement des lignes nouvelles.

Ceci étant, le nombre de lignes nouvelles à construire est maintenant devenu beaucoup plus faible qu'à l'époque des trente glorieuses ; or, c'est la partie la plus facile à enfouir, puisqu'il y a le choix du mode d'investissement aérien ou enfoui. Le développement de conditions plus favorables à l'enfouissement ne peut que passer par un traitement du stock existant de lignes aériennes ce qui sera nécessairement long et coûteux.

Là où les lignes aériennes sont en fin de vie, l'option aérien/enfouissement doit donc être étudiée avec soin sachant qu'en basse tension les lignes en câbles isolés torsadés constituent aussi une option pour le remplacement des lignes à conducteurs nus supplémentaire.

Il reste que si la technologie progresse et que donc les coûts d'enfouissement diminuent (dans le même temps la recherche de pylônes mieux intégrés à l'environnement - notamment en très haute tension - fait croître les coûts de l'aérien), à part dans certaines zones rurales en moyenne tension, il y a un écart de coût au détriment des circuits souterrains.

Vu les fortes réserves du public à l'égard des lignes aériennes de grand transport, un effort important de recherche et développement sur l'enfouissement focalisé en particulier sur ce créneau et destiné à en abaisser les coûts est justifié avec des résultats tangibles possibles.

Dans son rapport d'après tempête, le Conseil Général des Mines faisait un bilan dont il convient de rappeler les grandes lignes ci après.

1.1. - en Moyenne Tension et Basse Tension

Situation comparée agrégée des réseaux européens de basse et moyenne tension

source « Sycabel »

A la lumière de ces chiffres il est possible d'esquisser les corrélations suivantes :

Pour la France la part de réseau de distribution (MT+BT) enfouie est encore faible. Cette part (29%) comprend en France les techniques dites discrètes de mise en façade de Torsades BT, et la place juste devant le Portugal (18%), qui a démarré très tardivement ses infrastructures électriques, et à hauteur de l'Autriche (27%), dont l'enfouissement est plus avancé en MT, ou de l'Italie (28%) avec les disparités Nord-Sud que l'on connaît.

La proportion de réseau MT dans le total du réseau de distribution situe la France à un niveau fort (48%), qui pourrait expliquer un faible taux d'enfouissement (32%), mais il est comparable à d'autres pays qui ont par contre un taux d'enfouissement de leur réseau MT parmi les plus élevés : Royaume Uni (45%), Autriche (40%), Belgique (85%) et Pays-Bas (100%).

La proportion de réseau BT est plus importante dans certains pays qui ont également un taux d'enfouissement de ce réseau BT des plus élevés le Danemark (59%), Allemagne (75%) et l'Italie (75%) (soit 2 à 3 fois plus fort qu'en France (27%)).

La longueur de réseaux électriques de distribution BT + MT par habitant semble être un paramètre commun au groupe de pays suivant : France, Allemagne, Belgique, Italie, Pays-bas, Portugal, Autriche.

Le tableau ne semble pas indiquer une inflexion des choix fondamentaux : les pays à fort taux d'enfouissement poursuivent leur rythme plus fort que les autres pour lesquels des virages technologiques comme l'abandon de l'isolation papier n'ont pas encore été faits définitivement (le chiffre France en BT tient compte de l'ensemble des acteurs du réseau de distribution et n'inclut pas les techniques aériennes discrètes).

1.1.1. - en Moyenne Tension

Le coût des matériels (câbles et matériels de raccordement moyenne tension) s'élève à environ 100 F/m en 2000.

Dans ces coûts les matières premières tels que matières plastiques ou Aluminium entrent pour plus de 40 % et sont sujettes à des variations des prix de marché importantes (dérivés du pétrole et métaux) aussi bien que des monnaies avec en particulier la parité Euro/U$D.

L'utilisation, pour un prix à peine supérieur, de matériaux plus résistants sur la gaine des câbles (remplaçant le PVC actuellement utilisé) permettrait la mise au point très rapide de nouveaux câbles ayant une « enterrabilité » plus franche et pour la même raison une durée de vie encore meilleure. Ce type de solution est déjà utilisé dans les câbles télécoms où ont été définis des câbles pour pose enterrée et pour pose en conduite.

Situation comparée des réseaux européens de moyenne tension (20 kV)

(source « Sycabel »)

Cette « enterrabilité » plus franche permettrait d'ouvrir une pose systématique sans sable de remblaiement (dont l'utilisation représente parfois 60 F/m), avec des tranchées moins conséquentes ce qui économiserait de l'ordre de 20 % du coût total de l'enfouissement en zone rurale et urbaine.

Ces nouvelles techniques de poses issues d'innovations sur les câbles eux-mêmes supposent la refonte du cadre réglementaire des voiries qui les régissent le plus souvent au niveau local : ces contraintes réglementaires issues des expériences plus ou moins heureuses faites avec les techniques du passé ne doivent pas être érigées comme des remparts contre des nouvelles solutions.

1.1.2. - en Basse Tension

Le coût des matériels (câbles et matériels de raccordement moyenne tension) s'élève à environ 40 F/m en 2000. Dans ces coûts les matières premières tels que matières plastiques ou Aluminium entrent pour près de 50 % et sont sujettes à des variations des prix de marché importantes (dérivés du pétrole et métaux) aussi bien que des monnaies avec en particulier la parité Euro/U$D.

Situation comparée des réseaux européens de basse tension

(source « Sycabel »)

1.2. - en Haute Tension et en Très Haute Tension

Source Sycabel

En haute tension (63/90 kV), en France (taux d'enfouissement : 3,9%) comme en Allemagne (taux d'enfouissement : 6,2 %) les réseaux ont été construits en aérien et ce n'est que dans les endroits les plus sensibles, compte tenu des écarts de coûts encore importants entre l'aérien et le souterrain, qu'on a commencé depuis une dizaine d'années à enfouir des lignes nouvelles à construire. A noter cependant que le taux d'enfouissement est sensiblement plus élevé au Danemark (20,9 %) ou au Royaume Uni (14,8%).

En très haute tension (225 et encore plus 400 kV), le taux d'enfouissement est partout négligeable compte tenu de ses coûts très élevés. La France, avec 813 km enfouis en 225 kV est loin devant le second européen, l'Italie (387 km).

La problématique de l'enfouissement est très différente suivant les niveaux de tension et se traduit donc par des écarts de coût variables avec les techniques aériennes correspondantes.

Coûts en investissement des ouvrages en millions de francs par kilomètre

Ce tableau montre de forts écarts en défaveur des circuits enfouis avec une situation toutefois plus favorable en moyenne tension.

Pour être complète, la comparaison doit prendre en compte des coûts d'exploitation, variables d'un type de circuit à un autre, mais dans l'ensemble favorables de façon plus ou moins nette au souterrain. En haute tension, le coût des pertes varie de 10 à 20 % (voire plus dans certains cas) du coût complet actualisé des lignes (investissement plus pertes). Dans ces 10 à 20 %, les écarts entre circuits aériens et circuits souterrains peuvent entrer pour quelques points (1 à 8 %). En moyenne tension et en Allemagne, le coût d'exploitation actualisé sur 40 ans est en moyenne de 90 F/km en aérien contre 17 F/km en souterrain. Les mêmes chiffres en basse tension, sont respectivement de 68 F/km et de 15 F/km.

Les fortes oppositions généralement rencontrées dans le public par les projets de construction de lignes à haute et très haute tension ont déjà conforté un important effort de R&D (450 MF sur 20 ans) pour améliorer les techniques et réduire les coûts. Cet effort doit être poursuivi et sans doute amplifié par RTE.

Chaque année, RTE pose entre 100 et 150 km de liaisons souterraines (2/3 en HT, 1/3 en THT 225 kV). En trois ans les coûts ont été réduits de 25 % pour moitié en raison d'une meilleure exploitation de la concurrence sur le marché. Les coûts d'investissement respectifs sans ouvrages particuliers d'une liaison 63 kV en 240mm² Al et d'une liaison 225 kV en 800 mm² Al sont aujourd'hui compris entre 2 et 3,3 MF/km pour la première et entre 3,8 et 5,2 MF/km pour la deuxième.

A court et moyen terme, dans un contexte mondial sans innovation importante en vue sur les câbles, une baisse de l'ordre de 15 % du coût des liaisons souterraines en milieu rural est probable. Elle résulterait pour l'essentiel :

· de l'utilisation de câbles 63 / 225 / 400 kV optimisés par transposition de ce qui a été déjà fait pour les câbles 90 kV (gain en coût de l'ordre de 7 à 10 %),

· de modes de pose plus légers en zone rurale (gains de l'ordre de 7 %);

· d'un accroissement des longueurs de câble entre deux jonctions en zone rurale (on pourrait passer en 63/90 kV de 625 m aujourd'hui à 750-875 m en 2005).

Compte tenu des coûts de R&D et des surcapacités de production actuelles, un effet de volume contribuerait aussi à la réduction des coûts de l'enfouissement, de l'ordre de 10% pour un doublement.

Au total compte tenu de l'accroissement du coût des lignes aériennes résultant d'une meilleure sécurisation et d'un souci d'esthétique plus marqué, le ratio souterrain/aérien minimal des coûts complets (investissements plus exploitation) en haute tension (63/90 kV) devrait s'abaisser au voisinage de 1,8 dans les quelques années à venir.

Ratio minimal actuel des coûts globaux de référence (Source : RTE)*

*si toutes les conditions de pose en souterrain sont favorables :
terrain meuble, pas de passage en sous-_uvre

Le budget 2001 de RTE est de 25 MF et devrait être maintenu à ce niveau dans les prochaines années.

1.2.1. - en Haute Tension

La France (390/00) n'a pas un réseau HT très enfoui (63 et 90 kV pour la France), bien qu'ayant choisi très tôt avant les autres pays la technologie de câbles à isolation synthétique (au lieu d'huile fluide plus contraignante en exploitation) : Royaume-Uni (1420/00), Pays-Bas (1400/00), Danemark (2080/00), Suisse (1120/00), Belgique (780/00), Allemagne (820/00).

1.2.2. - en Très Haute Tension

Des liaisons enfouies 225 kV de 10 à 20 kilomètres sont employées depuis longtemps par EDF dont le réseau 225 kV en câbles à isolation synthétique enfouis est à ce titre une référence connue mondialement. Ces liaisons sont utilisées pour faire des interconnexions ou des maillages entre réseaux et l'alimentation de grandes agglomérations (Paris, Lyon et Marseille par exemple)

Des liaisons enfouies 400 kV existent en Europe pour réaliser des interconnexions ou des maillages entre réseaux et l'alimentation de grandes agglomérations : ce sont des réalités et dans bien de ces cas la solution par lignes aériennes est impraticable ce qui rend la comparaison financière très théorique. A ce titre la comparaison régulièrement reprise par la presse de certaines déclarations de dirigeants d'EDF, comparant les installations et les emprises nécessaires à l'enfouissement à celles du tunnel sous la Manche est erronée, tout au plus peut-on maintenir la comparaison avec le tunnel de service ou une route départementale (10 m).

Chapitre 2 :
Les techniques d'enfouissement des lignes à haute et très haute tension

Depuis longtemps des câbles sous-marins sont utilisés pour alimenter des îles ou réaliser des interconnexions. D'une technologie différente -en fait la technique du papier imprégné d'huile - ces liaisons sont à courant continu, ce qui nécessite aux extrémités des usines de transformation courant continu / courant alternatif.

Mais d'autres technologies pour le courant alternatif sont expérimentées : les câbles à isolation synthétique (LIS ou XPLE), les câbles à isolation gazeuse (LIG ou CIG), et enfin les câbles supraconducteurs.

Aucune étude économique n'a pu être vérifiée à ce jour, puisque l'enfouissement de la Très Haute Tension dans le monde est encore au stade expérimental, seules quelques réalisations que l'on peut considérer comme des tests « grandeur nature » ou de prestige existant. Toutefois, on s'accordait pour évaluer le surcoût du souterrain pour une tension de 400 kV à 10 fois le coût de l'aérien, et de 5 à 7 fois plus cher pour le 225 kV, de 3 à 4 fois plus cher pour le 60/90 kV.

Lors d'une session du CIGRÉ (Conseil International des Grands Réseaux Electriques) du 31 août 2000, concernant les câbles isolés à haute tension, cette comparaison des coûts entre liaisons à isolation gazeuse et lignes aériennes a été évoquée, pour finalement ne pouvoir affiner davantage l'ordre de grandeur, trop de paramètres inconnus intervenant : longueur, nature du sol, obstacles.....ce qui peut entraîner des différences de 30 %.

2.1. - Les liaisons en courant continu

Le courant continu a été utilisé pour les liaisons sous-marines, qui si elles ne sont pas enterrées, présentent toutefois certaines analogies.

Toutefois, la nécessité d'avoir à chaque extrémité une usine de transformation de l'alternatif au continu et inversement, est particulièrement contraignant en espace et en financement.

L'intérêt des interconnexions internationales vient essentiellement du fait que l'énergie électrique ne peut se stocker. De ce fait, il faut prévoir, dans chaque pays des réserves pour pallier les différents aléas climatiques et de fonctionnement et adapter en permanence la production à la consommation.

Mais il n'y a pas uniformité des réseaux et certains ont des fréquences différentes : c'est notamment le cas pour la France et le Royaume-Uni. Il est nécessaire alors de recourir à des postes de transformation et l'une des solutions de facilité est de convertir ces courants différents en courant continu.

2.1.1. - le principe

Le principe du câble au papier imprégné d'huile en masse ou sous pression - est connu depuis le début du siècle. Afin d'éliminer tous les problèmes liés à l'étanchéité, le courant continu est employé pour les liaisons sous-marines.

2.1.2. - les réalisations

Une première liaison à courant continu, d'une puissance de 160 MW, a été mise en service en 1961 entre Echinghen, près de Boulogne-sur-Mer, et Lydd, près Dungeness. Cependant, la fréquence des avaries de câbles sous-marins, conséquence d'agressions mécaniques par des chaluts ou des ancres de navires, a conduit à arrêter son exploitation, le coût des réparations et des indisponibilités consécutives de l'ouvrage étant devenu inacceptable.

2.1.2.1. - l'IFA 2000

Cette leçon du passé devait donc être mise à profit dans un nouveau projet dont l'intérêt apparaissait évident aux deux partenaires. Dès 1974, le CEGB et EDF entreprenaient l'étude d'une nouvelle liaison dont la puissance et la structure furent rapidement arrêtées à 2 000 MW, en deux bipôles de quatre câbles chacun. Le principe de l'ensouillage des câbles sous-marins en fond de mer, afin de les protéger des agressions mécaniques, fut lui aussi très vite adopté. Il fallut cependant sept ans pour arriver à la signature, en juin 1981, des accords techniques et commerciaux permettant le lancement des investissements lourds.

Cette liaison de 2 000 MW comprend deux bipôles de 1 000 MW. Chaque bipôle est constitué de deux ensembles de conversion et de deux paires de câbles de 250 MW chacun, fonctionnant sous ± 270 kV.

L'originalité de cette liaison a résidé dans deux grandes premières :

- l'ensouillage des câbles sous-marins,

- la fourniture par deux constructeurs différents du contrôle-commande de chacune des stations d'extrémités, anglaise et française.

L'objectif visé d'une disponibilité de 95 % pour la future liaison de 2 000 MW a donc conduit à définir, pour les câbles sous-marins, une méthode d'ensouillage permettant de les soustraire aux agressions des engins de pêche et des ancres des navires et, pour les câbles terrestres, un renforcement des protections habituelles.

La probabilité d'avarie est ainsi réduite dans un rapport supérieur à 10 et atteint une valeur de l'ordre d'un défaut tous les vingt ans par paire de câbles, défauts d'origines électrique et mécanique confondus.

Ces mesures de protection ont pour conséquence d'augmenter les contraintes auxquelles sont soumis les câbles sur les plans mécanique, électrique et thermique, ce qui implique de nouvelles spécifications et de nouveaux procédés de fabrication et d'installation.

La décision d'ensouiller à 1,5 m sous le fond de la Manche, dans quatre tranchées distantes de 1 000 m environ, quatre paires de câbles de 45 km de longueur a conduit à développer des machines et des procédés très originaux pour la pose des câbles et le creusement des tranchées.

Les choix techniques faits par le CEGB et EDF sont différents : creusement et pose en deux campagnes, espacées d'un an pour le CEGB et effectuées simultanément pour EDF, mais de très nombreuses études et travaux sont effectués en commun, notamment pour le développement d'un caisson de réparation des câbles sous-marins - première mondiale - directement en fond de mer.

Les paramètres principaux de la liaison ont été choisis de façon à utiliser des câbles de conception éprouvée, câbles sous-marins isolés au papier imprégné en masse et câbles terrestres isolés au papier imprégné sous pression interne d'huile fluide.

Les câbles, de puissance unitaire nominale de 250 MW, sont spécifiés pour une tension normale de 270 kV et une tension maximale permanente de 280 kV. Les deux stations de conversion étant directement raccordées aux câbles, aucune exigence n'a été formulée pour leur tenue aux ondes de foudre.

Un courant de 975 A a été retenu pour dimensionner les câbles ; cette valeur tient compte d'un déséquilibre possible de 5 % des courants entre câbles raccordés en parallèle sur chacun des pôles, déséquilibre résultant des tolérances de fabrication sur la résistance des conducteurs et des différences de longueur des tracés.

Le champ électromagnétique produit par le courant circulant dans les câbles ne doit pas créer une perturbation supérieure à 2° des compas des navires, ce qui a conduit, pour satisfaire cette exigence de l'Amirauté Britannique, à installer deux câbles de polarité opposée dans la même tranchée, plutôt qu'à rechercher une solution avec un câble à deux conducteurs.

Enfin, sur le plan mécanique, la méthode de pose particulière et l'ensouillage des câbles sous-marins a amené à définir des câbles pour des contraintes bien supérieures à celles qui étaient jusque-là spécifiées. En effet, ils doivent avoir une robustesse suffisante pour supporter sans dégradation sensible de leurs performances diélectriques :

2.1.2.2. - à Grondines

La ligne Radisson - Nicolet - Des Cantons de 1500 km permet de transporter la puissance produite à la centrale hydroélectrique de La Grande 2A depuis le poste Radisson dans la région de la Baie de James au Québec, Canada, jusqu'au poste de Sandy Pond près de Boston, Massachusetts, Etats-Unis. L'interconnexion permet également le transit d'énergie via le poste Nicolet situé à environ 30 km au sud du fleuve Saint-Laurent.

La ligne de transport en courant continu est principalement constituée d'une ligne aérienne bipolaire d'une capacité nominale de 2 000 MW en opération normale et de 2 600 MW en conditions de surcharge. Afin d'obtenir une tension de ± 450 kV au poste récepteur à Sandy Pond, il est nécessaire d'élever la tension à ± 500 kV au poste émetteur à Radisson.

La ligne à courant continu traverse le fleuve St.-Laurent à environ 100 km au sud-ouest de la ville de Québec. À cause de contraintes environnementales, la traversée du fleuve à cet endroit doit être réalisée à l'aide d'une ligne souterraine. Cependant, afin de respecter la date contractuelle de livraison d'énergie à la Nouvelle-Angleterre, on a construit une traversée aérienne temporaire.

Lors des études préliminaires, la possibilité d'installer un câble sous-marin enfoui directement dans le lit du fleuve a été examinée. Cependant, l'emplacement choisi pour la traversée présentait de sérieuses difficultés pour ce type d'installation : des forts courants d'environ 6 n_uds dans un chenal étroit, une circulation maritime intense et un fond rocheux qui se prête mal à la protection des câbles contre les ancres de bateaux..

Devant les difficultés reliées à l'enfouissement des câbles dans le lit du fleuve Saint-Laurent au site de Grondines, la solution retenue est de forer un tunnel de 4,2 m de diamètre pour y installer les câbles.

En rive sud, la présence d'un grand espace boisé permet de camoufler aisément le poste de liaison aérosouterraine. Par contre, en rive nord, pour atténuer l'impact visuel, le poste doit être implanté à environ 1 km de l'accès du tunnel exigeant ainsi l'enfouissement des câbles sur cette longueur.

La paroi du tunnel est recouverte de 200 mm de béton donnant un diamètre fini de 3,8 m. Les six câbles à ± 500 kV c.c. sont disposés en deux groupes de trois câbles dans des caniveaux de béton préfabriqués. Les deux groupes sont séparés par une travée centrale de 700 mm utilisée lors de la construction pour le transport du personnel, de l'équipement et des matériaux.

Quatre des câbles assurent la liaison électrique et les deux autres servent de relève.

Pour la conception, une tension maximale sur les câbles de ± 500 kV est spécifiée puisque la tension réelle, au point de traversée du fleuve, se situe entre ± 500 kV (tension au poste Radisson), et ± 450 kV (tension au poste Sandy Pond). Ce choix assure la compatibilité du câble avec tous les équipements de la ligne et ceux des postes.

L'intégration de câbles de 5,1 km dans une ligne de 1 500 km requiert une attention spéciale, d'une part à cause de leurs caractéristiques différentes de celles du reste de la ligne et d'autre part à cause des multiples modes d'opération possibles de l'interconnexion.

Afin de permettre le transit en surcharge de 2 600 MW, deux câbles par pôle sont requis. Chaque câble doit pouvoir transporter un courant de 1 450 A en régime permanent.

La section d'âme de 1 400 mm² est suffisante pour transporter la charge requise dans les conditions les plus sévères, rencontrées sur la partie enfouie des câbles le long de la route d'accès au poste Grondines.

Pour le câble de la traversée, les critères mécaniques de la conception du câble sont revus en tenant compte de l'analyse détaillée de toutes les étapes du transport et de la pose. Suite à cette analyse, les épaisseurs de la gaine de plomb et de la gaine externe en polyéthylène sont augmentées, majorant ainsi le facteur de sécurité.

Quatre couches de brins de cuivre trapézoïdaux constituent l'âme du câble. Ils forment un canal d'huile de 18 mm. L'écran de l'âme est composé de rubans de papier carbone. L'isolation de 26,8 mm est composée de rubans de papier Kraft à haute densité, dont l'épaisseur varie de 0,08 à 0,15 mm. L'écran de l'isolation est composé de rubans de papier carbone intercalés d'un ruban de papier métallisé. Un ruban de coton tissé de brins de cuivre protège l'âme isolée. L'isolation est imprégnée d'un liquide isolant, le dodécylbenzène (DDB).

La gaine en alliage de plomb (Cu-Te-Pb) d'une épaisseur de 4,75 mm est renforcée par deux couches de rubans en acier inoxydable (dont l'une à double départ) afin de contenir une pression statique maximale de 1 215 kPa. Une gaine externe de polyéthylène noir à densité moyenne de 7,5 mm d'épaisseur est par la suite extradée sur le câble. Le diamètre du câble fini est de 130 mm et sa masse linéique de 45 kg/m.

Chaque âme en cuivre est recouverte de rubans de papier pré-séchés dans une chambre à humidité contrôlée pour former l'épaisseur requise d'isolation. Les âmes isolées sont enroulées dans une cuve de 17 m de diamètre et séchées sous vide à une température contrôlée. Par la suite, la gaine de plomb est extrudée de façon continue sans aucune interruption. Après avoir appliqué les rubans de renforcement de la gaine de plomb, chaque câble est imprégné de DDB sous haute pression. Finalement, la gaine externe de polyéthylène noir est extrudée de façon continue sur la gaine de plomb.

2.1.2.3. - au Japon

Pour assurer le transport jusqu'à la région de Kansai dans l'île de Honshu d'une partie de l'électricité produite dans les centrales thermiques récemment construites dans l'île de Shikoku, le Japon s'est doté de quatre câbles sous-marins de 500 kV, de 46,5 km de longueur, chacun étant posé et enfoui à une profondeur comprise entre 2 et 3 m sous le fond de la mer, dans le détroit de Kii. Les câbles sous gaine à huile fluide de 500 kV, de 190 mm de diamètre et d'un poids de 100 kg/m ont été installés pour transporter 2 800 MW.

2.2. - Les technologies expérimentales

Il s'agit des câbles à isolation synthétique (LIS ou XPLE), des câbles à isolation gazeuse (LIG ou CIG), et enfin des câbles supraconducteurs.

2.2.1. - Câble à isolation synthétique

Par opposition aux anciens câbles à huile, ces câbles sont aussi appelés câbles secs.

2.2.1.1. - le principe

Tous les câbles à isolation synthétique comportent au moins :

· une âme : elle assure le transit du courant. Elle est en cuivre ou en aluminium,

· un écran semi-conducteur interne (sur âme): il permet de lisser le champ électrique. Le matériau de base est le polyéthylène,

· une enveloppe isolante entre les écrans semi-conducteurs : elle permet d'isoler l'âme. Le matériau de base est le polyéthylène,

· un écran semi-conducteur externe (sur enveloppe isolante) :

· un écran métallique : il contribue au confinement du champ électrique, assure la circulation des courants de court-circuit et empêche l'eau d'atteindre la couche isolante. Selon sa nature, il joue également le rôle de protection mécanique du câble. Il peut être en alliage de plomb ou en aluminium,

· une gaine extérieure : elle permet d'assurer la protection mécanique du câble et isole également l'écran de la terre (protection des tiers). Elle comporte obligatoirement un marquage permettant d'identifier le câble. Elle peut être en polychlorure de vinyle (PVC) ou en polyéthylène (PE).

Le diamètre d'un câble est de l'ordre de 80 à 140 mm suivant la section de l'âme et l'épaisseur d'isolant, qui dépend du niveau de tension. Les longueurs élémentaires sont de l'ordre de 500 à 1000 m suivant le poids du câble. Le raccordement des âmes conductrices est généralement réalisé par soudure ; la reconstitution de l'isolement est réalisée par des jonctions.

Les câbles à isolation synthétique (LIS) de forte puissance permettraient de réduire le nombre de câbles en parallèle équivalents à une ligne aérienne. Ils sont en fait destinés à remplacer les câbles isolés à l'huile. Trois grands groupes industriels travaillent sur ces câbles qui sont similaires à des câbles domestiques mais de fortes sections (1 600 à 2 500 mm²).

Schéma de principe de la constitution d'un câble à isolation synthétique

Les essais réalisés sur une première génération de câbles, à âme 1 600 mm² en cuivre avec gaine de plomb, ont renforcé la crédibilité du polyéthylène réticulé à la tension de 400 kV. Une deuxième génération de câbles de section 2 000 ou 2 500 mm² en cuivre avec écran sans plomb, est en cours d'expérimentation, tout comme des câbles à âme en aluminium. Un modèle est au stade de la qualification, deux autres le seront en 2002.

Ces câbles cependant ont une limite technique en fonction du voltage ; pour du 400 kV, on estime qu'il est nécessaire au bout d'une petite vingtaine de km d'avoir recours à une station de compensation. Cette station représente une occupation au sol d'environ 70 m x 40 m. cette station peut-être réduite, comme on le verra ci après pour du 63, 90, 120, 225 ou 315 kV.

M. Ray AWAD, de la Direction « Expertise et support technique transport » de TransEnergie et qui est l'un des techniciens les plus expérimentés en matière d'enfouissement des lignes nous a disséqué les problèmes rencontrés par cette technologie et fourni les documents photographiques d'Hydro-Québec.

Dans le cas des lignes aériennes, les conducteurs nus sont supportés par des isolateurs et des pylônes ; les lignes souterraines, quant à elles, sont constituées de conducteurs isolés - les câbles - qui sont installés sous terre.

La fragilité des câbles se situe au niveau de la jonction ; la longueur des câbles augmentent, mais il restera toujours une limite, celle des tourets. Les jonctions servent à raccorder deux longueurs de câbles entre elles. Elles sont composées d'un boîtier métallique et de pièces isolantes internes. Elles doivent être compatibles avec le type d'isolation utilisé pour le câble et assurer une fiabilité équivalente à celle du câble.

Les jonctions sont logées dans des chambres de jonction qui sont disposées le long d'un des murs. Leur diamètre final est plus important que celui des câbles eux-mêmes.

Les chambres de jonction sont situées à des intervalles qui varient généralement de 400 à 500 mètres selon la taille des câbles et la sinuosité des tracés, pouvant être au maximum de 1 000 m (ligne à 120 kV) ou de 800 m (ligne à 315 kV) selon les dires d'Hydro Québec. La recherche porte notamment sur l'allongement des câbles.

Elles permettent le tirage des câbles, la confection des jonctions et les travaux d'entretien. Construites en béton, elles se trouvent généralement sous le pavage des rues et sont munies de trois cheminées. Elles sont relativement grandes, une chambre de jonction pour des câbles à 315 kV mesure environ 13 mètres de longueur sur 3 mètres de largeur et 3 mètres de hauteur. En milieu rural, on construit un puits d'accès hors terre, de 0,5 m de diamètre, à l'extérieur de la baie de jonction, pour vérifier l'intégrité des câbles.

Les extrémités sont des dispositifs préfabriqués et confectionnés sur place. Elles sont montées à l'extrémité d'un câble pour assurer une liaison électrique avec l'appareillage ou avec le réseau aérien. Elles sont constituées d'un isolateur externe en porcelaine et de pièces isolantes internes.

Tout comme les jonctions, les extrémités sont assemblées une à une, généralement en position finale au-dessus des charpentes de support.

Les lignes souterraines peuvent avoir pour origine ou pour arrivée un poste ordinaire (un poste de transformation ou de sectionnement), un poste de liaison aérosouterraine ou un pylône.

Les postes de transformation ou de sectionnement sont des sites où Hydro-Québec installe des appareils électriques dont le rôle est d'ajuster les niveaux de tensions, de mesurer l'électricité, de l'interrompre au besoin et de l'aiguiller vers les lignes de transport ou de distribution.

De dimensions variables, ces postes sont d'autant plus grands que la tension et le nombre de lignes sont plus élevés.

Un poste de liaison aérosouterraine permet de faire la transition entre une ligne aérienne et une ligne souterraine. Les principaux équipements qu'on y trouve sont les extrémités de la ligne souterraine, les parafoudres et les bretelles servant au raccordement à la ligne aérienne.

Ces postes sont clôturés et de dimensions variables selon le niveau de tension, mais ils sont plus petits que les postes ordinaires, où il existe un nombre beaucoup plus important d'appareils.

Quand il n'y a pas de terrain disponible ou lorsque les coûts d'acquisition du terrain sont prohibitifs, plusieurs pays, dont la France et le Japon, utilisent actuellement une nouvelle technique.

Cette technique consiste à intégrer les extrémités des câbles dans les pylônes. Certaines modifications de ces pylônes sont toutefois nécessaires pour accommoder les équipements électriques tels que les extrémités des câbles et les parafoudres de protection.

En milieu agricole, on enfouit généralement les lignes souterraines dans des tranchées plutôt que dans des canalisations de béton (comme dans les villes).

La méthode la plus économique est la mise en terre directe, à une profondeur d'au moins 1,5 m. Les câbles, placés en nappe horizontale, sont enrobés d'une couche de sable thermique, soigneusement compacté pour permettre à la chaleur de se dissiper sans former de poches d'air.

Pour protéger les câbles des accidents de creusage, on installe, de part et d'autre et juste au-dessus de la tranchée, des dalles de béton maigre ; on ajoute aussi des rubans avertisseurs.

Lorsqu'on est à proximité d'autres services (un gazoduc, par exemple), il faut respecter certaines distances minimales : 30 cm lorsqu'il y a croisement et 1,5 m lorsque les parcours sont parallèles.

Une fois terminé le remblayage des câbles, on rétablit l'état initial des surfaces, en utilisant comme dernière couche (les 30 premiers centimètres) le sol arable qui a été mis de côté lorsqu'on a creusé la tranchée.

Les jonctions de câble sont enfouies dans les baies de jonction, ce qui constitue la méthode la plus économique. Les baies sont sensiblement plus larges que la tranchée elle-même (de 1,8 à 2,4 m), ce qui augmente la largeur de l'emprise.

Les postes de liaison aréosouterraine relient le réseau aérien au souterrain et peuvent servir à la compensation. En général, il faut compenser tous les 21 km (ligne à 120 kV) ou tous les 16 km (ligne à 315 kV). Ces postes de compensation occupent au minimum 924 m² (120 kV)ou 1 296 m² (315 kV).

L'estimation française pour les postes de compensation pour du 400 kV serait de l'ordre de 2 800 m² .

2.2.1.2. - les réalisations

Parmi les réalisations de prestige, les plus anciennes sont Berlin et Copenhague.

2.2.1.2.1. - à Berlin

M. Ingo VOLLAND, directeur du service de la politique énergétique et de la technologie au Sénat de Berlin m'a retracé l'histoire de l'alimentation électrique de BERLIN. En effet, à partir de 1948, Berlin est comparable à une île en matière d'alimentation électrique. Il est impossible d'avoir une alimentation extérieure en 400 000 volts, le contexte politique ne s'y prêtant pas.

La structure d'alimentation électrique berlinoise est atypique, puisqu'existe à l'intérieur même de la ville une conduite de 380 kV en partie souterraine avec des câbles à huile. En 1987, un accord est signé pour le passage d'un réseau de transport, venant de Basse Saxe. BEWAG doit alors résoudre le problème du raccordement de cette ligne au réseau de la ville, en tenant compte de plusieurs critères : une forte densité de population, la présence de forêt, d'une zone écologique sensible et d'un fleuve. BEWAG, qui a pris la décision d'arriver à Berlin par l'ouest, doit trouver une solution compatible et acceptable par tous.

Lorsque la nouvelle conception de l'alimentation électrique de Berlin - 3 400 000 habitants, 2 200 000 clients, 900 km² de superficie - est élaborée en 1980, BEWAG doit résoudre plusieurs problèmes. La fréquence est différente entre les réseaux « ouest » et « est » de Berlin, ce qui fait que lors des premiers essais de connexion les horloges électriques de l'ouest ont fonctionné à l'envers.

La distribution d'électricité en 380 kV pour l'ensemble de Berlin repose sur l'alternative périphérique / diagonale. Construire un périphérique puis rentrer dans la ville, solution adoptée pour les villes françaises, coûterait 2,5 milliards de DM, avec l'insécurité due à une ligne aérienne et les difficultés pour obtenir les autorisations. Une ligne souterraine diagonale avec des rameaux nécessite une moindre longueur de câble, ramenant le coût à 1,5 milliard de DM.

En 1978,le tronçon Reuter - Mitte, soit de la centrale au centre ville, est réalisé puis un raccordement en 110 kV.

Le premier tronçon Teufelsbruch - Reuter était prévu en aérien, mais BEWAG se heurte à un refus du Sénat qui impose le passage en souterrain. La situation politique a changé et en 1987 on assiste à l'arrivée au pouvoir des sociaux démocrates associés aux Verts. Bien que la solution d'une ligne aérienne semblait plus rationnelle aux électriciens, la décision politique d'enfouir prévaut, le projet de construction de la nouvelle ligne étant soumis à une autorité de surveillance. Sous la conduite de Mme Michaele SCHREYER, alors ministre du développement urbain et de la protection de l'environnement au Sénat de Berlin, un compromis est trouvé, définissant le coût de l'opération et fixant les critères à respecter.

Ce premier tronçon est donc construit suivant la technologie ancienne mais éprouvée des câbles à huile.

Le deuxième raccordement qui va de Mitte à Friedrischain, franchissant l'ancien Mur, doit se faire suivant une autre technique, l'interdiction de tout câblage étant intervenu au début des années 90.

La technique du tunnel à une trentaine de mètres de profondeur apparaît comme la seule possible, et après un appel d'offre, cette solution semble économiquement réalisable. Le choix de creuser à 30 mètres a son importance, car les propriétaires des terrains ne peuvent plus intervenir pour des travaux à plus de 20 mètres de profondeur.

Un tunnel de 3,60 m de diamètre extérieur est donc creusé, permettant de dégager un tube de 3 m utile. Le point le plus fragile d'une telle liaison réside en la jonction des câbles ; or les câbliers ne pouvaient fournir au début que des câbles de 450 m. Un appel d'offre fut donc lancé pour des câbles de 700 m, ce qui fut réalisé, cette longueur étant la limite compatible avec la capacité des tourets et leur transport.

380 kV PRC (polyéthylène réticulé) câbles pour la jonction

entre les sous-stations Mitte et Friedrichshain

Sur le troisième tronçon de Friedrichshain à Marzahn, la mise en service devant être effective fin 2000, un appel concurrentiel fut lancé entre une solution tunnel, une solution canal et entre des câbles à huile, des câbles à isolation synthétique et des câbles à isolation gazeuse. Après plusieurs essais, la solution tunnel et câbles synthétiques fut retenue, la solution du câble à isolation gazeuse qui avait la sympathie de BEWAG étant écartée pour des raisons financières. Cette concurrence sévère permit tout de même une économie de plus de 40% sur le poste fourniture des câbles qui représente tout de même 40 M. DM.

Le tunnel est nu ; pas de lumière, pas de téléphone, pas de surveillance humaine permanente mais 2 contrôles par semaine de l'ensemble de l'ouvrage. Les risques d'incendie sont donc réduits au minimum. Pour faciliter les interventions, un véhicule automatique complètement équipé avec des caméras peut intervenir, guidé depuis le pupitre de gestion.

380 kV PRC (polyéthylène réticulé) câbles pour la jonction

entre les sous-stations Friedrichshain et Marzahn

2.2.1.2.2. - au Danemark

M. Søren Thorpstrup LAURSEN, responsable des projets d'enfouissement au siège de l'ENERGISTYRELSEN (Agence danoise de l'énergie, Ministère de l'environnement et de l'énergie) précise qu'avant toute chose, les Danois sont d'abord préoccupés par l'énergie au niveau Europe du Nord, avec une composante écologique primordiale : les sources de production énergétiques écologiques sont donc favorisées. C'est ainsi que devant le nombre de moulins à vent trop important au km² il fut décidé de construire des champs d'éoliennes offshore.

Les énergies renouvelables sont développées puisque l'on compte 6 000 éoliennes dans tout le Danemark, soit 2 000 MW dans le Jutland, 500 MW dans le Zeeland, 1 500 MW de charge de nuit et pendant le week end.

La préoccupation environnementale ainsi précisée, l'application se trouve dans le Jutland où un câble de 19 km en 400 kV a été installé pour préserver le paysage.

En 1998 à Copenhague sont mis en service 2 câbles souterrains, un de 34 km en 400 kV et un de 50 km en 132 kV. En 94/95, deux autres câbles sont prévus, au Nord sur 17 km, au Sud sur 24 km.

Néanmoins le principe de construction d'une nouvelle ligne THT est l'aérien, sauf :

- si cela a un impact négatif sur la nature,

- si la ligne est destinée à l'approvisionnement d'une grande ville.

Depuis 1995 le réseau danois a évolué de la manière suivante :

- 400/132 kV : de 3 804 à 3 610 km, dont 12% enfouis,

- 60/30 kV : de 6 536 à 6 143 km, dont 39% enfouis,

- moins de 30 kV : 70% enfouis.

La distribution électrique de l'est du Danemark a été confiée à l'ELKRAFT. M. Hans-Henrik CLOD-SVENSSON, Directeur d'ELKRAFT System a la charge de l'interconnexion Zeeland - Suède par une ligne de 400 kV.

La région est alimentée par deux grosses centrales à Hove et Ishøj, reliées entre elles par une ligne aérienne de 400 kV. De ces deux centrales partent deux câbles vers Copenhague :

- la ligne sud, longue de 22 km, entre Ørsted et Værket, après un passage à la station de transformation d'Avedøre,

- la ligne nord, longue de 19 km dont seulement 12 enfouis, jusqu'à Glentegård.

Les autorités voulaient tout enterré, mais vu le prix de cette opération, un compromis a été accepté pour une partie aérienne. Cette partie aérienne a nécessité 3 ans de discussion, une décision ministérielle et l'accord des communes traversées pour obtenir l'autorisation de création. M. Ture RØES, Directeur des Lignes à NESA, ajoute qu'une seule année fut nécessaire pour obtenir l'autorisation d'enfouissement des lignes.

Les câbles sont enterrés dans une tranchée de 2 m de haut et d'1 m de large, reposant sur un fondement en béton. Les trois câbles sont ensuite recouverts par un béton léger et la tranchée est refermée.

Le câble sud (22 km) fut le projet le plus long en alternatif, et utilise une technologie jamais utilisée sur une telle longueur, le but étant de réaliser un réseau de câbles sur lequel il n'y aurait pas à intervenir pendant 40 ans. Pour cela, une surveillance par des appareils de mesure situés dans les puits d'observation tous les 800 m, est établie au point de liaison des câbles ; aucun incident n'a été relevé depuis 4 ans d'activité.

Le projet « nord », achevé en 2000, a coûté 470 millions de couronnes, le projet « sud » en activité depuis le 1^er octobre 1997 est revenu à 620 millions de couronnes, soit environ 8 fois le coût d'un tel système en aérien. M. Hans-Henrik CLOD-SVENSSON estime toutefois que ces projets au jour d'aujourd'hui seraient 30% moins chers. La technique du forage dirigé permet notamment d'éliminer tous les inconvénients liés aux vestiges archéologiques ou à la préservation des paysages.

2.2.1.2.3. - au Royaume-Uni

La politique de développement du réseau électrique au Royaume-Uni dépend de décisions ministérielles préparées par les instances du ministère de l'industrie et du commerce (DTI) quant à la définition du cadre, et de l'office des marchés du gaz et de l'électricité (OFGEM) quant aux normes de sécurité.

M. Kevin MORTON, Directeur des Opérations de London Electricity, donc en charge de tous les projets en Angleterre et au Pays de Galles et de la maintenance du réseau londonien se trouve devant la nécessité de renforcer la distribution dans le centre de la capitale. Le projet est donc de faire des radiales entrant dans Londres à partir d'une boucle de 400 kV, boucle se substituant à une couronne périphérique de 275 kV.

Compte tenu des difficultés pour cette nouvelle ligne, la décision est prise de faire un tunnel. M. Jim STREET, ingénieur projet de cette ligne Londres Nord justifie le choix du tunnel par la moindre gène au public pendant la phase de construction, l'absence de nouvelles autorisations pour creuser par tunnelier, la sécurisation de l'environnement, la possible extension d'un second circuit.

Ce tunnel passe sous une voie romaine, à 40 m de profondeur, ce qui élimine la possible rencontre de vestiges, hormis le percement des puits de ventilation. A raison de 400 m par semaine environ, ce tunnel sera achevé fin mars 2003, si toutefois l'enlèvement des déblais ne vient pas compromettre la progression, les camions n'ayant accès au chantier que de 8h à 18h, soit environ 100 rotations, afin de respecter la quiétude nocturne des habitants.

Le programme de réalisation est ainsi :

· autorisations, permis de construire : printemps 99 à hiver 2000

· puits de St John's Wood : été 2000

· tunnel horizontal : juillet 2001 à juillet 2002

· bâtiments terminaux, puits, équipements : mars 2003

Ce programme fait l'objet d'une forte communication à chaque étape avec des journées « portes ouvertes », une discussion permanente, une ligne verte téléphonique, des mesures locales d'accompagnement.

Le professeur Steve SWINGLER explique le choix du câble extrudé à isolant synthétique, bien que très sensible aux défauts, par la possibilité de transmettre de plus fortes capacités en un temps court, et des pertes moindres par rapport au câble à papier huilé. Ce câble a été testé avec succès pendant un an à 170% de sa puissance nominale. Le câble à isolation gazeuse n'a pas été retenu car le tracé comportait trop de coudes pour une application aussi innovante.

La possibilité d'avoir des tourets de 45 tonnes donne un câble de 900 m de long, ce qui réduit d'autant le nombre de jonction, points sensibles des liaisons souterraines.

Le coût de ce projet, y compris les postes d'extrémité du tunnel, est évalué à 200 millions de livres.

2.2.1.2.4. - au Canada

La réaction de la population à l'environnement est faible, voire inexistante dans l'Amérique du Nord. S'il arrive un quelconque problème d'encombrement, de congestion, la solution se trouve en s'écartant du tracé initial. La météorologie enfin tient son rôle.

Toutefois on commence à trouver des difficultés avec les lignes aériennes dans certaines banlieues, mais le coût est tellement élevé que cela devient prohibitif. A Montréal, une ligne enfouie coûte plus de 30 fois une ligne aérienne. De plus, il n'existe pas pour l'instant une technologie souterraine capable de faire transiter 5 à 700 kV.

Depuis 2 ou 3 ans, les mouvements écologistes se développent à New York, dans tout le Nord-Est, et en Californie : le nombre de câbles enfouis en 230 - 500 kV a été multiplié par cinq, la déréglementation favorisant également la demande de lignes aériennes.

M. René PAQUETTE, Directeur du développement électrique, s'inquiète d'ailleurs des effets de la déréglementation, qui si elle a un effet bénéfique en Pennsylvanie est un échec total en Californie, conduisant même à la pénurie.

M. Ray AWAD rappelle qu'après le « verglas », un certain nombre de lignes stratégiques ont subi un renforcement mécanique. Ce renforcement est fait également par le principe du « bouclage », ainsi que le précise le Dr. Philippe NAZON, de la Direction du développement électrique au Ministère des Ressources Naturelles. Mais ce bouclage ne peut être réalisé partout ; ainsi une ligne de 150 km vers Ottawa a été interdite par le ministère de l'Environnement, non pour ce motif mais parce que TransEnergie privilégia le côté commercial de l'opération, lié à l'exportation d'énergie. TransEnergie, d'autre part, a « bousté » ses lignes à 735 kV , en passant de 2 000 à 2 800 MW.

Le réseau hydroquébécois aérien et souterrain de transport d'énergie à haute tension (120 kV et plus) constitue un actif de sept milliards de dollars (en 1997). Au total, il fait 27 436 km de long, et avec à peine 153 km, le réseau souterrain représente moins de 1 % de ce chiffre, en grande majorité de lignes à 120 kV.

En transport souterrain, la tension de 735 kV n'est pas utilisée. Les tensions d'exploitation en usage au Québec sont comprises entre 120 kV et 450 kV.

Hydro-Québec a l'intention de construire de nouvelles lignes de transport pour renforcer son réseau, à la suite de la tempête de verglas.

En milieu agricole, de nombreux citoyens aimeraient que ces lignes soient mises en terre. Notamment, l'UPA (l'Union des producteurs agricoles) a demandé à Hydro-Québec de faire le point sur la question à l'intention de ses membres.

Même s'il n'existe pas au Québec de ligne souterraine en milieu agricole, les recherches sont menées et comparées aux études produites par des organismes comme la Conférence internationale des grands réseaux électriques (CIGRÉ).

Une entreprise distributrice d'électricité s'engage à alimenter ses clients dans les meilleures conditions de sécurité et de fiabilité, et c'est ce qui oriente ses choix. Pour Hydro-Québec et pour la grande majorité des compagnies d'électricité, trois conditions justifient le choix d'une ligne souterraine : il est impossible de construire une ligne aérienne à l'endroit visé (dans les centres-villes, par exemple), la tension de la ligne est inférieure à 400 kV, la longueur est généralement inférieure à 10 km. La tension maximale en exploitation souterraine dans le monde est actuellement de 550 kV.

D'ailleurs, techniquement parlant, il n'est pas envisageable pour l'instant de construire une ligne souterraine à 735 kV. La technologie serait extrêmement complexe, et la ligne (LIS) nécessiterait actuellement, tous les 8 km, un poste de liaison aérosouterraine d'une superficie minimale de 1 hectare. De plus, elle coûterait 30 fois plus cher qu'une ligne aérienne. Hydro-Québec n'envisage donc l'implantation des lignes souterraines en milieu agricole que pour les tensions de 120 et de 315 kV.

L'installation de câbles à haute tension en milieu agricole nécessite d'abord d'en déterminer le tracé, de même que l'emplacement des postes. Pour ce faire, on doit tenir compte des contraintes du milieu, et afin de faciliter l'accès pendant la construction et de réduire l'impact sur l'environnement et sur l'exploitation des terres, il vaut mieux que le tracé longe les routes ou les limites de lot.

2.2.1.2.5. - au Japon

Afin de renforcer l'alimentation du centre de Tokyo, la compagnie d'électricité TEPCO a installé une ligne souterraine 500 kV de 39,8 km de long, essentiellement en tunnel. Ce projet démarré il y a 40 ans a été mis en service fin 2000.

La liaison comprend 3 circuits de 900 MW chacun, pouvant en cas d'indisponibilité d'une liaison transiter 1200 MW pendant 5 heures.

Le câble retenu est un câble 2 500 mm² , pesant 43 kg au mètre et de 170 mm de diamètre extérieur. La longueur livrée la plus longue est de 1 800 mètres, ce qui représente un touret d'environ 90 tonnes, touret compris.

Le câblier SUMITOMO, qui produit à la fois du câble et du CIG isolé uniquement au SF₆, estime, que pour ce niveau de puissance, le CIG ne peut pas être compétitif, même en tunnel. Il considère que le seuil de basculement vers le CIG se situe vers 2 500 A-3 000 A, soit en 500 kV, 2 200 à 2 500 MVA. En 400 kV, les puissances correspondant à ces intensités sont comprises entre 1 750 et 2 000 MVA.

Pour établir une liaison d'une telle longueur, il a été nécessaire de prendre des contacts très tôt avec les autorités locales. Le projet a démarré il y a 40 ans, et les premières anticipations, essentiellement des réservations dans des ponts en construction, ont été faites il y a 30 ans.

Actuellement au Japon, le propriétaire du sol est aussi propriétaire du sous-sol. Pour ne pas être dépendant des propriétaires, TEPCO a choisi d'utiliser les voies publiques. TOKYO est une ville ayant soit des artères larges, soit des rues étroites. Aussi, la méthode de pose retenue a été le tunnel, en privilégiant les grandes artères. Ceci permet de poser sans difficulté les 3 circuits 500 kV ainsi que d'autres liaisons à 275 kV et 66 kV. La technique de creusement du tunnel a été, selon les possibilités d'ouverture des routes soit la tranchée ouverte (section rectangulaire), soit le tunnelier (section circulaire). Cette construction des tunnels a démarré il y a 20 ans. Pour franchir les autoroutes, les rivières, la technique retenue a été le passage sous les ponts pour les ponts non dédiés, ou le passage dans les ponts pour les ponts dédiés.

Afin de maintenir une température maximale de 40°C à l'intérieur du tunnel, TEPCO a choisi de refroidir les liaisons 500 kV par un circuit d'eau posé à proximité immédiate des câbles. Un système de refroidissement de l'eau est installé tous les 4 kilomètres. L'eau rentre dans la galerie à une température comprise entre 7 et 10°C et en ressort à une température comprise entre 20 et 28°C suivant la charge de la liaison.

Les liaisons 500 kV sont installées en trèfle jointif avec serpentage horizontal à l'intérieur d'un caniveau rectangulaire en fibre. On retrouve à l'intérieur de ce caniveau, les 3 câbles et les 2 tuyaux d'eau. Ce caniveau n'a pas a priori de fonction de "résistance à l'explosion" mais plutôt de confinement de la chaleur produite afin que les tuyaux d'eau la capte bien.

Une deuxième fonction a été présentée. Les Japonais pensent qu'en cas d'incendie, cette installation devrait permettre de limiter l'apport d'oxygène et de limiter la propagation de fumées. Le tunnel est en permanence accessible aux ouvriers et le caniveau permet aussi d'éviter une agression mécanique des câbles.

Les câbles 275 kV posés en trèfle ne sont pas protégés. Les câbles sont considérés comme installés en mode flexible. Ils sont uniquement bloqués aux changements importants de direction : puits - tunnels et au niveau des jonctions. A ce niveau, 6 colliers permettent d'assurer le blocage.

Dans les ponts, les câbles sont installés dans des tuyaux en fibre et une attention particulière est portée au niveau des joints de dilatation où un système de fourreaux coulissants a été mis en place. Aux extrémités du pont, un mou de 45 cm permet de reprendre la dilatation différentielle câble - pont. Les câbles sont installés sur une structure mobile.

2.2.2. - Câble à isolation gazeuse

Les câbles à isolation gazeuse (LIG ou CIG) sont constitués de tubes métalliques contenant un ou plusieurs conducteurs. Ces câbles ont une isolation électrique assurée par un gaz sous pression de 8 à 15 bars. Le meilleur gaz isolant est un mélange à base d'azote (N₂ - SF₆), qui permet d'éliminer l'inconvénient majeur de l'hexafluorure de soufre (SF₆) d'être un gaz à effet de serre. Avec un mélange comprenant 10 % de SF₆, la fiabilité des liaisons est même accrue par rapport au SF₆ pur, la qualité diélectrique étant prise en compte. La grande difficulté actuelle semble la pose industrielle de ces câbles, dont la première qualification date du mois dernier. Le grand avantage des CIG est l'absence de perte, ce qui sur une distance de 100 km -aucune réalisation de cette distance au monde - ne nécessite aucune station de compensation.

2.2.2.1. - le principe

Les câbles à isolation gazeuse (LIG ou CIG) comportent :

· Un conducteur en aluminium supporté par des isolateurs,

· Un gaz isolant sous pression,

· Une enveloppe extérieure en aluminium,

· Un revêtement anti-corrosion.

Phase d'une Liaison à Isolation Gazeuse (LIG)

Le raccordement des conducteurs se fait par contacts glissants, celui des enveloppes par soudure. Un compartimentage pour le gaz est réalisé tous les 250 m environ.

Le Japon a expérimenté une ligne souterraine à isolation gazeuse, mais relativement courte puisque la ligne à 225 000 volts n'a que 3 km de long. Genève a choisi cette technologie en 400 kV, mais sur moins de 500 m.

2.2.2.2. - les réalisations

2.2.2.2.1. - à Genève

Il s'agit de permettre le franchissement du Hall 6 de Palexpo à Genève, à proximité de l'aéroport dans une zone de forte densité de population. Le toit de ce hall est plus haut que la ligne aérienne qui y arrive, et il fut donc décidé de construite sur 450 m un passage souterrain, contenant à terme six câbles. La technologie retenue s'inspire de celle de la ligne construite il y a 25 ans à Schluchsee en Allemagne, avec utilisation d'un tunnel de 700 m. Après un incendie de cette ligne, elle fut améliorée quand aux conditions de sécurité et reste à ce jour la liaison la plus longue en 400 kV. Aucune intervention ne fut nécessaire sur cette ligne depuis.

La ligne de Genève a été construite pas SIEMENS : l'isolant est composé de 20 % d'azote pour 80 % de SF₆. Les points sensibles que sont les soudures entre canalisations d'aluminium ont été réalisées par soudure automatique assistée par ordinateur, ce qui les a rendu plus fiables.

Cette technologie, qui permet de se substituer à la ligne aérienne sur une distance pouvant atteindre 100 km, a aussi d'autres avantages. Le câble à isolation gazeuse est prévu pour une durée de vie plus longue, une maintenance réduite, une plus grande fiabilité et des pertes d'énergie bien moindres. Comme il n'est pas nécessaire sur ces distances d'en corriger la puissance, de sérieuses économies sont réalisées à l'exploitation.

Cette technique, avec l'apparition d'une deuxième génération, avec un isolant composé de 10 % d'azote pour 90 % de SF₆ et une pression de 6 bars (la pression du gaz de ville dans les canalisations est de 20 bars), une réduction plus importante encore des pertes, doit offrir à terme un marché intéressant.

2.2.2.2.2. - au Japon

Près de 100 km ont été construits dans le monde, allant du 135 au 550 kV. La réalisation la plus longue est au Japon avec 3,5 km en 257 kV, réalisation qui a fait l'objet de nombreuses communications au CIGRE et dont je vous retrace les grandes lignes.

Les premières études de base relatives à des câbles à isolation gazeuse (CIG) ont démarré au Japon au Central Research Institute of Electric Power Industry (CRIEPI) en 1963 afin de réaliser une ligne de transport souterraine de forte capacité qui corresponde à la capacité de transport d'une ligne de transport aérienne. Les études de recherche et de développement relatives à la faisabilité et à la compacité des CIG ont été réalisées par The Tokyo Electric Power Company et The Kansai Electric Power Company et ces CIG s'appliquent à des lignes de transport 154 kV - 500 kV.

Comme la première application de CIG à une ligne à 154