D 4 421

Dossier délivré pour
Madame, Monsieur
17/09/2008
Lignes aériennes
Dimensionnement
par
André CHANAL
Licencié ès sciences
Diplômé d’études supérieures de physique
Ingénieur de l’École supérieure d’électricité
Ingénieur en chef honoraire d’Électricité de France
Direction de la production et du transport
1.
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
Dimensionnement géométrique ..........................................................
Distances d’isolement .................................................................................
Conditions de vérification ...........................................................................
Distances au sol, aux constructions et aux obstacles ..............................
Distances aux obstacles dans le cas de givre ou de neige ......................
Distances entre conducteurs et masse des supports ...............................
Distances entre câbles.................................................................................
Distances de travail .....................................................................................
D 4 421 – 2
—
2
—
2
—
3
—
6
—
7
—
8
—
9
2.
2.1
2.2
2.3
2.4
Dimensionnement électrique ...............................................................
Échauffement des conducteurs. Courants admissibles ...........................
Effet couronne.............................................................................................
Qualité de service. Défauts affectant les lignes aériennes.......................
Tenue des lignes aux courants de court-circuit
(lignes à haute tension HTB).......................................................................
Mise à la terre des supports .......................................................................
Parallélisme avec les lignes de télécommunication .................................
Canalisations de transport de fluide
(hydrocarbures, gaz combustibles)............................................................
—
—
—
—
9
9
12
12
—
—
—
15
18
19
—
21
Dimensionnement mécanique..............................................................
Efforts occasionnels et hypothèses climatiques .......................................
Vent ...............................................................................................................
Givre, pluie verglaçante et neige collante .................................................
Hypothèse de rupture..................................................................................
Hypothèses complémentaires pour le montage et l’entretien ................
Vérification mécanique ...............................................................................
Phénomènes dynamiques ..........................................................................
—
—
—
—
—
—
—
—
21
21
22
23
25
25
26
27
Références bibliographiques .............................................................
––
29
2.5
2.6
2.7
3.
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
et article indique les règles de dimensionnement géométrique, électrique et
mécanique des lignes aériennes.
La prise en compte de l’environnement climatique, malgré le perfectionnement des études météorologiques et des statistiques, est toujours la préoccupation majeure des constructeurs de ligne. Par suite des nombreux usages actuels
de l’électricité, souvent incompatibles avec des interruptions longues d’alimentation, les lignes doivent, en effet, assurer la desserte électrique dans les conditions météorologiques les plus sévères. Dans ce domaine, les directives de
construction ont fait l’objet de nombreuses études et constituent un ensemble
cohérent confirmé par le retour d’expérience : le maître d’œuvre, en choisissant
le degré de sévérité des conditions climatiques (zone de vent, surcharge de
givre…), définit en fait le dimensionnement le plus approprié de l’ouvrage et
peut en justifier le coût.
C
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Une autre préoccupation, plus récente, est la qualité du service. La réduction
du nombre de défauts fugitifs provoqués par la foudre et affectant les lignes HTB
est possible. On sait que ceux-ci engendrent des perturbations très gênantes
pour les utilisateurs industriels.
Les règles indiquées dans ce fascicule sont celles utilisées en France. Elles ne
sont pas directement applicables dans les pays étrangers, par suite de conditions climatiques différentes, d’une part, et de la diversité des règlements administratifs et des normes, d’autre part. Le lecteur, cependant, trouvera dans le
fascicule toutes explications sur les règles de dimensionnement, les méthodes
de calcul et les choix : il pourra utilement s’en servir pour établir un projet de
ligne dans un pays étranger.
L’article « Lignes aériennes » fait l’objet de plusieurs fascicules :
D 4420 Présentation et calcul des lignes
D 4421 Dimensionnement
D 4422 Matériels entrant dans une ligne aérienne
D 4429 Construction
D 4430 Entretien
Les sujets ne sont pas indépendants les uns des autres. Le lecteur devra assez
souvent se reporter aux autres fascicules.
Cet article est une réactualisation du texte rédigé par Yves PORCHERON paru en 1992 dans ce
traité. Une partie du texte a été conservée.
1. Dimensionnement
géométrique
1.1 Distances d’isolement
Une ligne aérienne est caractérisée par sa tension entre phases.
■ Cette tension définit l’isolement de la ligne qui est obtenu en
maintenant, en toutes circonstances, entre les conducteurs et les
objets au potentiel de la terre et entre les conducteurs eux-mêmes
des intervalles d’air de longueur suffisante.
Ces intervalles sont soumis en permanence à la tension de la
ligne, mais ils subissent également des contraintes exceptionnelles,
les plus gênantes étant les surtensions provoquées par la foudre [1].
Ils peuvent, de surcroît, varier en fonction des conditions climatiques (température ambiante, vitesse du vent, surcharge de givre ou
de neige) ou sous l’effet d’efforts électrodynamiques provoqués par
un défaut.
La détermination de l’isolement d’une ligne est donc complexe :
cela explique les divergences qui peuvent exister entre les réglementations ou directives utilisées dans les différents pays.
En France, l’Arrêté technique (cf. [D 4420] §1.2.2) précise les distances minimales à respecter pour assurer la sécurité des personnes
au regard du risque électrique :
— distances verticales au-dessus du sol des constructions et des
voies de circulation ;
— distances aux obstacles latéraux ;
— distances aux autres lignes aériennes.
Le maître d’œuvre doit choisir d’autres distances intervenant
dans le fonctionnement de la ligne ou dans sa qualité de service ;
par exemple les distances entre phases ou entre conducteurs et
masse des supports. Certaines distances minimales sont, de surcroît, imposées par les travaux d’entretien.
■ Les distances minimales D, définies par l’Arrêté technique,
pour les surplombs et les voisinages sont la somme d’une distance
de base b et d’une distance de tension t.
D=b+t
D 4 421 − 2
● La distance de base b est déterminée par des considérations
d’encombrement à partir de l’affectation du sol et de la nature des
installations qu’il comporte.
● La distance de tension t est fonction de la tension entre phases
U de la ligne et de la probabilité qu’une personne ou un objet soit
situé à la distance de base b du sol ou de l’installation considérée.
Trois cas de probabilité sont prévus :
— probabilité de voisinage faible ............................... t1 = 0,0025 U
— probabilité de voisinage moyenne ..........................t2 = 0,0050 U
— probabilité de voisinage forte ................................. t3 = 0,0075 U
avec U exprimé en kilovolts, D, b et t en mètres.
Les valeurs usuelles de t1, t2 et t3 en fonction de U sont données
dans le tableau 1.
Tableau 1 – Distances de tension t1, t2 et t3 (en mètres) :
valeurs usuelles
U
BT
20 kV
63 kV
90 kV
225 kV
400 KV
t1
0
0
0,20
0,20
0,60
1,00
t2
0
0
0,30
0,50
1,10
2,00
t3
0
0,20
0,50
0,70
1,70
3,00
Dans un but de normalisation, tous les ouvrages à 63 kV, en
France, sont maintenant construits pour la tension de 90 kV,
même s’ils sont exploités en 63 kV.
1.2 Conditions de vérification
Les distances minimales d’isolement sont vérifiées dans des
conditions de température, de vent et de givre. Celles-ci se réfèrent,
pour des zones de vent et les surcharges de givre, aux hypothèses
climatiques utilisées pour le calcul mécanique des lignes (§ 3).
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Tableau 2 – Températures maximales de fonctionnement et températures de répartition des lignes
Tension de la ligne
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
Température maximale de fonctionnement ................................... (°C)
40 (1)
60
75
75
Température de répartition .............................................................. (°C)
45
65
75
90
(1) Dans le cas général
Tableau 3 – Conditions climatiques pour la vérification du dimensionnement géométrique
Température
(°C)
Pression du vent
sur les conducteurs
(Pa)
Vitesse approximative
du vent
(km/h)
Vérification associée le plus
couramment
Vent nul
15
Vent nul
––
Distances à la masse sur les supports
Zone à vent normal (ZVN) : 240
110
Vent réduit
15
Zone à vent fort (ZVF) : 360
125
Désignation
de la vérification
Vent extrême
15
Travaux sur les ouvrages
15
800
800 à 1 030 (suivant les zones)
> 150
60
1.2.1 Température de répartition
On appelle température de répartition celle choisie pour déterminer les distances minimales entre les conducteurs sous tension et le
sol ou les constructions.
Cette température (tableau 2), en l’absence de surcharge de givre
ou de neige, correspond à la flèche maximale. Elle est toujours
supérieure ou égale à la température maximale de fonctionnement
retenue pour calculer l’intensité maximale du courant admissible
dans les conducteurs.
Certaines marges de sécurité sont, en effet, réservées :
— sur les lignes à 400 kV, pour ménager des possibilités ultérieures de fonctionnement avec des courants plus importants qu’actuellement ;
— sur les lignes à 20 kV et à 90 kV, car la température maximale
de fonctionnement correspond à un régime pouvant être permanent.
À partir du paramètre de réglage à 15 °C sans vent (§ 1.2.2), le
maître d’œuvre détermine le paramètre de répartition, pour le canton de ligne considéré (cf. [D 4 429]). Il peut ainsi tracer la chaînette
correspondante sur le profil en long et connaître la position la plus
basse des conducteurs.
La position la plus basse des conducteurs ne sera réellement
conservée pendant la durée de vie de l’ouvrage que si la compensation de l’allongement inélastique des câbles est faite
correctement au moment du déroulage [D 4 422].
1.2.2 Vent
Les distances aux obstacles latéraux doivent, bien évidemment,
tenir compte des balancements provoqués par le vent. Les pressions retenues pour déterminer les inclinaisons maximales tiennent
compte à la fois des variations rapides de la vitesse du vent et de
l’inertie des câbles. On définit ainsi pour les zones à vent normal
(ZVN) et les zones à vent fort (ZVF) un vent dit « réduit » qui correspond à des pressions très inférieures à celles retenues pour les
calculs mécaniques.
35
Distances entre câbles
Distances à la masse sur les supports
Distances aux obstacles latéraux
Distances à la masse des supports
Distances aux maisons et immeubles
Distances de travail
Exemple : pour une zone à vent normal, on prend :
— 480 Pa, pour les calculs mécaniques ;
— 240 Pa, pour déterminer l’inclinaison maximale des câbles.
Les différents pressions de vent sont indiquées dans le tableau 3.
La zone à vent fort (ZVF) correspond à la vallée du Rhône en
aval de Montélimar, à la région de Perpignan et à la partie septentrionale de la Corse. Les pressions de la zone ZVF doivent
également être appliquées dans les façades maritimes de
l’océan Atlantique, de la Manche et de la mer du Nord et dans
certaines zones montagneuses très ventées.
1.2.3 Givre
Trois surcharges de givre ou de neige sont retenues pour les
lignes HTB :
— givre léger ………………………épaisseur du manchon de 2 cm ;
—givre moyen ……………………épaisseur du manchon de 4 cm ;
—givre lourd ……………………...épaisseur du manchon de 6 cm.
Dans les zones de givre moyen ou lourd, la position la plus basse
des câbles givrés peut être inférieure à la position correspondant à
la température de répartition. Les vérifications complémentaires
sont précisées dans le paragraphe 1.4.
1.3 Distances au sol, aux constructions
et aux obstacles
Les distances indiquées, comme dit dans l’Introduction, sont celles utilisées en France ; elles sont toujours égales ou supérieures à
celles prescrites par l’Arrêté technique.
La flèche f, lorsqu’elle intervient dans les distances, est la flèche
médiane exprimée en mètres (cf. [D 4 420] § 2.6).
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Pour ne pas alourdir le texte, toutes les distances prescrites par la
réglementation en vigueur, qui évolue d’ailleurs avec les besoins, ne
sont pas reprises dans le paragraphe : par exemple, les distances
aux silos agricoles, les distances aux arbres, les dispositions particulières en cas d’arrosage par jet canon, etc. On se borne à indiquer
les distances les plus usuelles et à démontrer leur cohérence.
1.3.1 Hauteurs au–dessus des sols : cas général
Les distances minimales à respecter sont données dans le
tableau 4 et doivent être vérifiées pour la température de répartition
sans vent (tableau 2).
■ Sont à considérer comme terrains ordinaires les sols non susceptibles d’être cultivés, sur lesquels la présence de personnes est
exceptionnelle, comme les zones de haute montagne, les garrigues
du Midi, etc.
■ Un terrain en friche, situé dans une zone de culture, doit être
considéré comme un terrain agricole.
Dans le cas de terrain présentant des pentes importantes, la
distance au sol doit également être vérifiée sous balancement
des conducteurs à + 15 °C et sous le vent réduit de 240 Pa dans
le cas normal et de 360 Pa dans les zones à vent fort (tableau 3).
1.3.2 Hauteurs au–dessus des sols habituellement
enneigés de plus de 3 m, des pistes de ski
et des remontées mécaniques
■ Sols enneigés de plus de 3 m
Deux vérifications doivent être effectuées, en considérant :
— le sol sans neige : distances du tableau 4 ;
— le sol recouvert de neige : distances du tableau 5, la température des conducteurs étant prise égale à 30 °C.
■ Pistes de ski et aires de rassemblement de skieurs
Les hauteurs minimales données dans le tableau 5 doivent être
respectées au-dessus de la neige en l’absence de givre sur les
conducteurs, la température de ceux-ci étant de 30 °C.
■ Téléphériques et remonte-pentes (voisinage ou croisement
avec une ligne électrique)
Les distances minimales prescrites sont définies par rapport à la
surface délimitant les installations fixes d’un téléphérique ou d’un
remonte-pente et à celles définies par le gabarit cinématique de ces
engins et de leurs accessoires (arrêté du 24 décembre 1969). Ces
distances à respecter sont données dans le tableau 5.
Pour des raisons évidentes de sécurité, le croisement inférieur
des téléphériques est fortement déconseillé ; néanmoins, si ce type
de franchissement ne peut être évité, la vérification des distances se
fera, en l’absence de vent, pour des températures des conducteurs
de – 20 °C et, pour les lignes à 20 kV, de – 10 °C.
Tableau 4 – Distances minimales (en mètres) aux sols
Portée usuelle
Arrêté
technique
Nature du surplomb
Grande portée
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
Terrains ordinaires
b + t1
avec b = 6
6,00 (1)
6,50
7,00
7,50
3 + 0, 6 f + t 1
Terrains agricoles
b + t2
avec b = 6
6,00 (1)
7,00
7,50
8,50
3 + 0, 6 f + t 2
h + 1,00
h + 2,00
h + 2,50
h + 3,50
h – 2 + 0, 6 f + t 2
Terrains agricoles avec engins (agricoles) de hauteur h
h + 1 + t2
(1) Peut être réduit à 5,5 m en cas d’irrégularité locale du terrain
Tableau 5 – Distances minimales (en mètres) aux sols enneigés et remontées mécaniques
Portée usuelle
Nature du surplomb
Arrêté technique
Grande portée
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
3,50
4,00
4,50
0, 6 f + t 1
6,00
7,00
8,00
1, 5 + 0 , 6 f + t 3
3,00
4,00
4,50
5,50
3,00
4,00
4,50
5,50
SOLS ENNEIGÉS DE PLUS DE 3 m
Sol enneigé
(hauteur au-dessus de la neige)
b + t1
avec b = 3
3,50
PISTES DE SKI ET AIRES DE RASSEMBLEMENT DE SKIEURS
Sol enneigé
(hauteur au-dessus de la neige)
Pas de prescriptions particulières.
On prendra :
b + t3
avec b = 4,50
5,00
TÉLÉPHÉRIQUES ET REMONTE–PENTES
Croisement supérieur
(température de répartition ; vent nul)
Croisement inférieur
(– 20 °C ; vent nul ; givre nul)
b + t2
avec b = 3
Voisinage latéral
(+ 15 °C ; vent, quelle que soit
la zone, de 300 Pa)
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1.3.3 Hauteurs au–dessus des voies de circulation
1.3.5 Hauteurs au–dessus des cours d’eau
et des plans d’eau
Les distances minimales à respecter sont données dans le
tableau 6. Elles seront vérifiées pour la température de répartition
sans vent (tableau 2).
Les distances minimales, données dans le tableau 7, doivent être
respectées, pour les températures de répartition, en l’absence de
givre et de vent (tableau 3).
Les hauteurs à respecter au–dessus des cours d’eau et plans
d’eau sont fonction de la hauteur autorisée des mâts des bateaux de
commerce et du tirant d’air autorisé des bateaux de plaisance, qui
sont fixés par arrêté préfectoral.
1.3.4 Hauteurs au–dessus des chemins de fer
et autres voies rigides pour véhicules guidés
Les distances applicables aux grandes portées doivent être choisies lorsqu’elles sont supérieures aux distances indiquées pour les
portées usuelles.
Les distances minimales à respecter sont données dans le
tableau, également pour la température de répartition sans vent
(tableau 2).
Les traversées de chemins de fer et autres voies pour véhicules
guidés équipées de lignes de contact sont également considérées
comme des traversées de lignes aériennes et les distances ne doivent pas être inférieures à celles prescrites pour ce type de traversée
(§ 1.3.7).
Les lignes électriques ne doivent pas être implantées dans les
zones spécialement aménagées pour la mise à l’eau des voiliers ou
dans les zones permettant cette opération par leurs dispositions
naturelles. S’il n’est pas possible d’éviter le surplomb de ces zones,
la hauteur minimale au-dessus du sol, dans ce cas, devra être égale
à celle prévue au-dessus du plan d’eau, majorée de 1 m.
Tableau 6 – Distances minimales (en mètres) aux voies de circulation
Portée usuelle
Nature du surplomb
Arrêté technique
Grande portée
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
VOIES DE CIRCULATION
b + t3 > 8
avec b = 6
Voies normales
8,00
8,50
8,50
9,50
3 + 0, 6 f + t 3
h + 1,20
h + 2,00
h + 2,50
h + 3,50
h – 2 + 0, 6 f + t 2
Itinéraires pour véhicules de grande
hauteur h
h + 1 + t2
Supports des fils de contact aériens
et des caténaires
3,00
4,00
4,50
5,50
avec
b + t2
b=3
b + t2
b = 2,7
2,70
3,50
4,50
5,00
avec
CHEMINS DE FER
Gabarit cinématique du matériel
Tableau 7 – Distances minimales (en mètres) aux cours d’eau et aux plans d’eau
Portée usuelle
Nature du surplomb
Arrêté technique
Grande portée
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
COURS D’EAU NON NAVIGABLES NI FLOTTABLES
b + t1
avec b = 3
Hauteur au-dessus des plus hautes eaux (PHE)
Hauteur sur le niveau d’étiage
b + t1
avec b = 6
3,00
3,50
4,00
4,50
0, 6 f + t 1
6,00
6,50
7,00
7,50
3 + 0, 6 f + t 1
COURS D’EAU NAVIGABLES ET FLOTTABLES SANS NAVIGATION DE PLAISANCE À VOILE
Hauteur au-dessus des plus hautes eaux navigables (PHEN), h étant la hauteur maximale autorisée
des mâts des bateaux de commerce
h + 1 + t2
h+1
h+2
h + 2,50
h + 3,50
h – 2 + 0, 6 f + t 2
> b + t 2 (1)
avec b = 8
> 8, 00
> 9, 00
> 9, 50
> 10, 50
> 5 + 0, 6 f + t 2
COURS D’EAU NAVIGABLES ET FLOTTABLES ET PLANS D’EAU AVEC NAVIGATION DE PLAISANCE À VOILE
Hauteur au-dessus des plus hautes eaux navigables (PHEN), h’ étant la hauteur autorisée du tirant
d’air des bateaux de plaisance
h ′ + 1 + t2
h′+ 1
h′+ 2
> b + t 2 (1)
avec b = 9
> 9, 00
> 10, 00
h ′ + 2, 50
h ′ + 3, 50
h ′ – 2 + 0, 6 f + t 2
> 10, 50
> 11, 50
> 6 + 0, 6 f + t 2
(1) hauteur minimale au-dessus des plus hautes eaux navigables
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Tableau 8 – Distances minimales (en mètres) aux maisons et immeubles
Portée usuelle
Condition de vérification
Arrêté technique
Grande portée
20 kV
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
CAS GÉNÉRAL
Température de répartition
b + t3
avec b = 3
3,50
4,00
5,50
6,50
+ 15 °C et vent réduit
b + t2
avec b = 3
3,00
4,00
4,50
5,50
+ 15 °C et vent extrême
b + t1
avec b = 1
2x
1 + ------- ( 0, 6 f – 1 + t 3) (1)
P
VÉRIFICATION COMPLÉMENTAIRE. PORTÉE > 400 m
1,00
(1) P (m) : longueur de la portée
f (m) : flèche médiane de la portée pour la température de répartition
1.3.6 Distances minimales aux maisons
et aux immeubles
La vérification doit être faite dans les conditions suivantes :
— température de répartition, en l’absence de vent et de givre
(tableau 2) ;
— température de + 15 °C et sous le vent réduit exerçant sur la
surface diamétrale des câbles une pression de 240 Pa dans le cas
normal et de 360 Pa dans les zones à vent fort (tableau 3) ;
— pour les portées de plus de 400 m, à la température de + 15 °C
et sous le vent extrême suivant :
• dans les zones urbanisées : 480 Pa dans le cas normal et
640 Pa dans les zones à vent fort ;
• dans les zones non urbanisées : 800 Pa dans le cas normal et
1 080 Pa dans les zones à vent fort.
Les valeurs de pression du vent sont différentes pour les zones
urbanisées et les zones non urbanisées, car la vitesse du vent, au
niveau du sol, est notablement diminuée par la densité des
constructions.
Les distances minimales à respecter sont indiquées dans le
tableau 8.
Nota :
Les distances du tableau 8 peuvent être réduites pour les constructions ou parties de
constructions non susceptibles d’être escaladées (paratonnerres, mâts, antennes, enseignes, etc.), lorsque ces constructions atteignent un niveau de plus de 3 mètres.
Les distances à respecter sont égales :
— pour les surplombs à b + t3 avec un minimum de 2 mètres ;
— pour le voisinage latéral à b + t1.
On prend b = 1 mètre. Pour les lignes à 225 kV et à 400 kV, il est prudent d’augmenter
notablement cette distance.
1.3.7 Hauteurs au-dessus des traversées
de lignes aériennes
Les lignes aériennes comprennent les lignes d’énergie électrique,
les lignes de télécommunication et les caténaires. Les distances
minimales doivent être respectées en l’absence de givre :
— pour toutes les températures que peuvent prendre simultanément les deux lignes, températures comprises entre les températures de répartition et la température la plus basse de la région ;
— en tenant compte, si nécessaire, du balancement des câbles
sous le vent réduit (§ 1.2.2).
Les distances minimales D des conducteurs, par rapport aux
éléments des lignes aériennes de toute nature établies sur supports
indépendants, sont égales à :
D = b + t3
D 4 421 − 6
1,20
1,60
2,00
x (m) : distance au support le plus proche
La distance de base b est donnée, en conservant les mêmes notations que pour le tableau 8 :
— Arrêté technique :
2x
b = 1 + ------- ( 0, 5 f – 1 )
P
— Électricité de France :
2x
b = 1 + ------- ( 0, 6 f – 1 )
P
Lorsque les deux lignes voisines sont des lignes d’énergie électrique, cette distance de base est déterminée par rapport à chacune
des deux lignes et la plus grande valeur obtenue est retenue.
Elle ne peut être inférieure à 1 m.
La distance de tension est :
t3 = 0,0075 U
— pour les traversées de lignes BT–HTA–PTT ou de câbles de garde,
on prend pour U la plus haute tension des deux lignes qui se croisent ;
— pour les traversées de conducteurs de lignes HTB, on prend :
• si les signes sont de tensions différentes (U1 > U2) :
U = U1 + 0,4 U2
• si les lignes sont de même tension :
U = 1,25 U1
La distance minimale D ne peut en aucun cas être inférieure à 2 m.
1.4 Distances aux obstacles dans le cas
de givre ou de neige
Des vérifications doivent être faites dans les zones de givre
moyen ou lourd (§ 1.2.3), les câbles pouvant se trouver au-dessous
de la position correspondant à la température de répartition. Les
vérifications conventionnelles se réfèrent aux distances de base et
de tension de l’Arrêté technique.
■ On envisage trois possibilités de surcharge.
● Surcharge uniforme : le manchon de givre ou de neige recouvre l’ensemble des portées du canton de réglage.
● Surcharge dissymétrique : on se place dans l’hypothèse d’une
surcharge affectant la portée considérée et toutes celles situées du
même côté que la précédente, les portées situées de l’autre côté
étant supposées totalement déchargées, dans le cas de givre
moyen, ou partiellement déchargées, dans le cas de givre lourd ou
de surcharge plus importante (par exemple, manchon de N cm d’un
côté et (N – 4) cm de l’autre côté).
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S
an
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10
pe
de
sd
gi
ve
gi
e
s
vr
Gi
Malgré les vérifications précédentes, il est prudent, dans les zones
de givre moyen ou lourd, de disposer les supports, dans la mesure
du possible, à proximité des traversées ou des constructions.
En
● Surcharge partielle : elle affecte seulement une partie de la portée.
■ Les distances minimales doivent satisfaire :
— aux conditions précédemment indiquées en l’absence de givre ;
— à des conditions supplémentaires relatives aux conducteurs
chargés de givre ou de neige, en l’absence de vent, la température
étant de – 5 °C (tableau 9).
● Conditions à respecter dans le cas de givre uniforme
Les distances minimales doivent être égales à b + t1 au-dessus du
sol, des voies de circulation et des maisons d’habitation, la valeur de
b à respecter étant celle utilisée précédemment pour les différents
obstacles et constructions.
● Conditions à respecter dans le cas de givre dissymétrique
Les distances minimales au-dessus des constructions et des traversées d’autres lignes aériennes doivent être supérieures à la distance de tension t2.
Les distances minimales au-dessus des voies de circulation doivent être supérieures à b + t1.
● Conditions à respecter dans le cas de givre partiel
Les grandes portées des lignes de montagne supérieures à
1 000 m sont susceptibles de supporter des surcharges partielles de
givre ou de neige, plus particulièrement aux traversées de vallée
quand un seul versant est ensoleillé : les déformations qui en résultent peuvent conduire à des rapprochements dangereux avec le sol
ou les constructions.
On suppose que la portée est ancrée à ses extrémités et que la surcharge peut affecter une longueur de la portée pouvant varier entre 30
et 100 % de la portée à partir de l’un ou l’autre des supports (figure 1).
L’enveloppe des positions basses peut être déterminée par un
programme.
Les distances minimales au-dessus des constructions, des traversées d’autres lignes aériennes et des voies de circulation doivent être
égales à celles prescrites précédemment pour le givre dissymétrique.
Les distances minimales au-dessus du sol doivent être égales à t2.
0%
iff é
it
r e ntes p os
ion
sd
u
30 % givre
100 % givre
Figure 1 – Positions d’un câble partiellement givré
1.5 Distances entre conducteurs
et masse des supports
Ce sont les distances entre les matériels sous tension (conducteurs, anneaux de garde, bretelles de continuité ou antivibratoires)
et la charpente métallique ou l’armement des supports (pylône ou
poteau). Parmi celles-ci, la distance entre les pièces de protection
installées aux extrémités des chaînes isolantes joue un rôle particulier car elle détermine la tenue à la foudre de la chaîne (§ 2.3).
Les distances entre conducteurs et masse des supports doivent
respecter certaines règles.
Tableau 9 – Lignes HTB. Distances minimales (en mètres)
dans le cas de givre moyen ou lourd ou de surcharges plus importantes
Portée usuelle
Nature de la surcharge
Uniforme
Nature du surplomb
63 ou 90 kV
225 kV
400 kV
Sol et voie de circulation
6,50
7,00
7,50
Téléphériques et remonte-pentes
4,00
4,50
5,50
Maisons et constructions
3,50
4,00
4,50
Sol enneigé de plus de 3 m (hauteur au-dessus
de la neige dans les zones accessibles (1)
3,50
4,00
4,50
Dissymétrique ou partielle Voies de circulation
6,50
7,00
7,50
Téléphériques et remonte-pentes
4,00
4,50
5,50
Constructions
Lignes aériennes (BT–HTA et PTT)
0,50
1,10
2,00
t2 = 0,0050 U (2)
Lignes aériennes HTB
Partielle
Sol
0,50
1,10
2,00
(1) Dans le cas de pistes de ski, matérialisées et fréquentées dans des conditions météorologiques très sévères, il est prudent d’adopter des distances supérieures.
En retenant la distance de base de 4,5 m du tableau 5, on obtient, respectivement, 5 m pour les lignes 63 ou 90 kV, 5,5 m pour les lignes 225 kV et 6 m pour les
lignes 400 kV.
(2) U étant la tension de la ligne HTB (kV)
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Tableau 10 – Distances à la masse (en mètres) fonction de la tension entre phases U
63 ou 90 kV
Conditions de vérification
20 kV
6 isolateurs U 100
ou équivalent
8 isolateurs U 100
ou équivalent
9 isolateurs U 100
ou équivalent
225 kV
400 kV
+ 15 °C ; sans vent
0,20
0,70
1,00
1,10
1,70
3,00
+ 15 °C ; vent réduit
0,12
0,50
0,70
0,80
1,10
2,00
–
0,15
0,15
0,15
0,4
0,7
0,58
0,84
0,97
1,5
2,5
+ 15 °C ; vent extrême
Pour mémoire : distance entre pièces
de protection pour les chaînes usuelles
● En l’absence de vent, les distances doivent être supérieures à la
distance rappelée dans le tableau 10, entre pièces de protection,
pour conserver la tenue à la foudre de la chaîne d’isolateurs, d’une
part, et faire en sorte que les amorçages se produisent entre cornes
ou anneaux de garde et n’entraînent aucune détérioration des
conducteurs, d’autre part.
■ Il a été admis que la distance minimale dmin entre conducteurs
simples au milieu de la portée est fonction de la distance de tension
t1 et de la distance de base correspondant à la fluctuation, soit :
● Sous le vent, les distances doivent être suffisantes pour éviter
tout amorçage avec la masse, ceux-ci provoquant des défauts fugitifs et entraînant des coupures brèves et des creux de tension dans
les réseaux (cf. [D 4 420], § 1.3). Les distances sous le vent, pour les
supports de suspension, varient avec l’inclinaison des chaînes, fonction de la vitesse du vent, de la température et de la dénivellation
des portées adjacentes.
où K1 dépend du coefficient de surcharge dû au vent.
Cette formule s’applique pour les portées dont la flèche médiane
est inférieure à 80 m, avec :
Les distances minimales à respecter entre conducteurs et masse
sont données dans le tableau 10.
■ Pour les grandes portées, dont la flèche médiane est supérieure
à 80 m, on admet que la distance dmin est déterminée par la tangente à la courbe précédente au point d’abscisse 80 m :
■ Les vérifications des distances à la masse, fixées principalement
par des objectifs de qualité de service, doivent être faites dans les
conditions suivantes (tableau 10) :
d min = K 1 f + < + t 1 3
K 1 = 0, 6 m ′
m ′ étant le coefficient de surcharge pour le vent réduit.
f+<
d min = m ′  ------------- + 2, 7 + t 1 3
30
+ 15 °C (température moyenne de la région), sans vent ;
+ 15 °C, sous un vent réduit, exerçant sur une surface diamétrale des câbles une pression de 240 Pa dans le cas normal et
360 Pa dans les zones à vent fort ;
+ 15 °C, sous un vent extrême, exerçant une pression de 800 Pa ;
la distance, dans ce cas, est supérieure à la distance d’amorçage à 50 Hz.
Pour des raisons de qualité de service, les lignes 63 kV ou 90 kV ne
sont plus construites avec 6 isolateurs U 100, en France. Elles sont
équipées de 8 ou 9 isolateurs.
avec les notations précédentes.
■ Pour les conducteurs en faisceau, la distance entre les axes
des deux phases doit être majorée de la largeur e du faisceau.
Les valeurs ainsi calculées sont valables pour les distances horizontales, verticales ou obliques dans les zones de givre léger.
Cependant, pour les lignes à deux circuits, ces formules ne peuvent s’appliquer pour vérifier les distances entre conducteurs de circuits différents que si les câbles sont les mêmes.
La figure 2 indique, à titre d’exemple, la distance minimale entre
phases pour les lignes à 400 kV équipées de conducteurs en almélec
de 570 mm2 en faisceau.
1.6 Distances entre câbles
14
1.6.1 Distance entre conducteurs soumis au vent
dmin (m)
12
10
La vérification de la distance entre phases doit être faite pour les
conducteurs d’un même circuit ou pour deux conducteurs de deux
circuits voisins portés par un même support.
Sous l’effet du vent, les câbles s’inclinent et oscillent autour d’une
position moyenne d’équilibre. Ces oscillations ne sont pas complètement synchrones, du fait des irrégularités de la vitesse du vent. Il
en résulte des fluctuations de la distance entre câbles, d’autant plus
importantes que la flèche du conducteur et la longueur de la chaîne
sont plus grandes.
Faute de pouvoir apprécier cette fluctuation en considérant une
situation météorologique bien définie, on l’admet proportionnelle à :
f+<
avec
f (m) flèche médiane de la portée à la température d’été,
< (m) longueur de la chaîne d’isolateurs.
D 4 421 − 8
rt
t fo
v en
l
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o ne
8
Z
6
e
Zon
4
2
0
0 10
50
100
150
Conducteurs en faisceau, en almélec de 570 mm2
Largeur du faisceau : 600 mm
Figure 2 – Distances minimales entre axes des phases
d’une ligne à 400 kV
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200
f + , (m)
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1.6.2 Distances entre conducteurs dans les zones
sujettes à des surcharges de givre
ou de neige
■ Sous l’effet des surcharges moyenne ou lourde [cf. (§ 1.2.3)], les
mouvements verticaux des câbles peuvent être importants.
Pour éviter les télescopages, il est recommandé, dans la mesure
du possible, de disposer les conducteurs en nappe horizontale.
Dans le cas contraire, il est impératif que les accrochages des câbles
soient situés dans des plans verticaux différents espacés au minimum de la distance :
t1 3 + e .
■ Dans le cas où il est nécessaire de réaliser un croisement de
deux câbles, on admet que la remontée d’un câble, au moment de la
chute du manchon de givre, est égale au double de l’écart séparant
ses positions de repos avec et sans surcharge.
Les croisement des câbles doivent donc nécessairement avoir lieu
dans des portées courtes, à proximité d’ancrages, suivant la représentation théorique à – 5 °C de la figure 3.
Exemple : un conducteur de 612 mm2 en almélec-acier, au moment
de la décharge d’une masse linéique de givre de 5 kg/m, remonte,
approximativement, de 7 m (figure 3 : d2 – 3) dans une portée de 450 m
et de 12 m dans une portée de 600 m.
1.6.3 Distances entre conducteurs
et câbles de garde
Il est nécessaire de vérifier le respect de ces distances dans les
conditions suivantes.
— le câble de garde est recouvert de l’épaisseur de givre retenue
(2, 4 ou 6 cm) pour le calcul de l’ouvrage à la température de – 5 °C
par vent nul ;
— le conducteur est recouvert d’une épaisseur de givre de (N/4) cm
(N étant l’épaisseur retenue pour l’ouvrage).
De plus, pour éviter les télescopages sous l’effet du vent, les distances horizontales entre conducteur et câble de garde doivent être
supérieures ou égales à 1 m dans l’hypothèse de givre uniforme à
l’endroit où la flèche est maximale.
Position du câble supérieur
avec surcharge
Câble
inférieur
Position du câble sans surcharge
■ Plusieurs possibilités peuvent être utilisées pour effectuer des
travaux d’entretien sur les lignes aériennes.
● Travail sur la ligne hors tension, après consignation.
● Sur les lignes à deux ternes ou multiternes : travail sur un terne
hors tension, consigne, l’autre (ou les autres) étant sous tension.
Dans le cas de pylônes à deux ternes en treillis, avec armement en
double drapeau, la face « profil » du fût, côté tension, constitue la
limite que les monteurs ne doivent pas franchir.
● Travail sous tension : méthode à distance avec des outils isolants ou méthode au potentiel.
■ La possibilité d’intervenir sur un ouvrage, totalement ou partiellement sous tension, introduit des conditions géométriques supplémentaires, qui peuvent se traduire par un accroissement des
distances à la masse ou entre conducteurs.
Ces distances minimales de travail, qui sont, en fait, des distances de sécurité pour les monteurs sont imposées, pour les différents modes opératoires, par les réglementations en vigueur et
doivent être indiquées par l’exploitant.
2. Dimensionnement
électrique
2.1 Échauffement des conducteurs.
Courants admissibles
2.1.1 Intensités maximales de courant
admissibles. Définition
Les distances minimales entre conducteurs et câbles de garde sur
les lignes HTB sont également calculées avec les formules donnant
les distances entre phases, mais la distance de tension t 1 3 doit
être remplacée par t1. Le paramètre a (cf. [D 4 420] § 2.1.1) du câble
de garde étant supérieur à celui des conducteurs, la flèche médiane
à prendre en compte dans les formules est celle des conducteurs.
Position extrême du câble au
moment de la décharge
1.7 Distances de travail
3
1
2
t1 3
d3 – 1
d2 – 1
Position du câble avec surcharge
d2 – 1 = d3 – 1 = K1 f + ,
Figure 3 – Distances entre conducteurs dans le cas de croisement
de câbles
Une ligne aérienne est construite pour transporter une puissance
électrique et est dimensionnée en fonction des intensités de courant
admissibles dans ses conducteurs. Ceux-ci s’échauffent principalement
par effet Joule et se refroidissent par convection (cf.[D 4 420] § 2.1).
L’ensoleillement provoque également une élévation de la température des conducteurs, compensée, en partie, par une émission de
rayonnement dans l’infrarouge. La température atteinte par les
câbles, du fait de ces phénomènes, doit rester en toutes circonstances inférieure à des valeurs limites au-delà desquelles :
— la pérennité de l’ouvrage serait compromise par un vieillissement trop rapide des matériaux constituant le câble et les
manchons ;
— et (ou) la sécurité de fonctionnement serait insuffisante par
suite de l’accroissement des flèches et de la probabilité importante
d’amorçage avec des constructions qui en résulterait. La température de répartition ne doit, en aucun cas, être dépassée (§ 1.2.1).
Ces risques impliquent que, en dehors de toute considération
économique ou de sécurité d’alimentation de la clientèle, l’intensité
du courant transitant dans les conducteurs reste impérativement
inférieure à des valeurs maximales, fonction des caractéristiques de
la ligne et des conditions climatiques.
Les règles d’exploitation conduisent à définir deux valeurs du
courant :
— pour toutes les lignes, l’intensité maximale admissible en
régime permanent (IMAP) ; dans ce fonctionnement, l’équilibre
thermique est atteint, la température et l’intensité étant supposées
constantes (figure 4) ;
— pour les lignes à 400 kV et 225 kV uniquement, l’intensité
maximale admissible pendant une surcharge temporaire (IS) ; celleci peut se produire alors que la ligne est déjà chargée à son
maximum ; le régime de surcharge temporaire, limité à une courte
durée (généralement : 20 min), permet au dispatching, en cas d’incident sur le réseau, d’obtenir la réduction de l’intensité du courant
dans les ouvrages surchargés par des manœuvres appropriées ou
par le démarrage de groupes de production (figure 5).
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avec
T2
Régime
transitoire
Régime
k (K–1)
permanent
T1
0
température du conducteur,
température ambiante,
intensité du courant dans le conducteur,
résistance linéique du conducteur en courant
continu à 20 °C,
coefficient de température de la résistance [par
exemple : 0,0040 K–1 pour l’aluminium et
0,0036 K –1 pour l’almélec (cf. [D 4 422]),
diamètre du conducteur,
[ (m)
Ws(W/m2) énergie du rayonnement solaire,
α
coefficient d’absorption solaire,
v (m/s)
vitesse du vent transversal,
ε
pouvoir émissif par rapport au corps noir,
σ
constante de Stefan [ = 5,7. 10 –8 W/(m2.K4)]
Temps
Température du conducteur
I = IMAP
0
T2 (K)
T1 (K)
I (A)
R20 (Ω/m)
■ Parmi les paramètres et les coefficients intervenant dans la formule, il n’y a que la température ambiante qui se mesure aisément et qui peut, éventuellement, être choisie en fonction de la
saison et de la situation géographique (§ 2.1.5).
Temps
I courant
■ Les autres paramètres ou coefficients doivent être fixés à
l’avance par des statistiques météorologiques ou des mesures faites
en laboratoire. Cependant, il ne faut pas choisir systématiquement,
pour chaque paramètre, la valeur la plus défavorable, car, en pratique, la probabilité pour que les valeurs extrêmes se produisent
simultanément est très faible. Il faut donc se référer à des conditions
climatiques extrêmes, mais cohérentes dans leurs divers paramètres.
Figure 4 – Régime d’équilibre thermique d’un conducteur
T (IS)
La vitesse du vent est certainement le paramètre le plus difficile à
choisir. Le vent influe beaucoup sur le résultat du calcul. Il paraît raisonnable de supposer que le vent le plus faible a une vitesse :
v = 1 m/s
T (IMAP)
correspondant au degré 1 de l’échelle de Beaufort.
L’énergie maximale retenue pour le rayonnement solaire correspond à une valeur moyenne, en France :
0
Temps
Ws = 900 W/m2
Température du conducteur
α, le coefficient d’absorption solaire étant pris égal à 0,5, à la suite
d’études effectuées en laboratoire.
IS
IMAP
Durée de
la surcharge
0
Temps
I courant
Figure 5 – Échauffement d’un conducteur en surcharge temporaire
2.1.2 Détermination de la température
d’un conducteur, en régime permanent
Le vent n’est jamais nul et influe, même à faible vitesse, sur le
refroidissement du câble. On écrit que la puissance apportée par
effet Joule (P1) et par rayonnement solaire (P2) est égale à la puissance dissipée par la convection forcée provoquée par le vent (P3) et
par le rayonnement du câble dans l’infrarouge (P4).
La formule, déduite de l’expérience et vérifiée par de nombreuses
mesures, s’écrit :
2
I R 20 [ 1 + k ( T2 – 293 ) ] + αW S [ = 8,55 ( T 2 – T 1 ) ( v [ )
<
P1
D 4 421 − 10
> + < P2 > = <
P3
0, 448
4
2
+ εσ π[ ( T – T
>+<
P4
4
1)
>
Le pouvoir émissif par rapport au corps noir est compris entre la
valeur de 0,3 correspondant au câble neuf et la valeur de 1 correspondant au corps noir ; on choisit :
ε = 0,6.
■ On constate, en fait, que l’ensoleillement a une influence assez
faible et que la température du conducteur peut, avec une bonne
approximation, être considérée comme la somme de la température
ambiante et d’un échauffement fonction principalement de l’intensité de courant traversante et de la vitesse du vent. On constate également que la densité du courant admissible, pour un échauffement,
diminue beaucoup avec l’augmentation de la section, résultat prévisible puisque les câbles de faible section se refroidissent mieux que
les gros câbles.
Exemple : pour un même échauffement de 40 °C, on peut admettre une densité de courant de 2,6 A/mm2 dans un câble homogène en
almélec de 228 mm2 et seulement de 1,125 A/mm2 dans un câble de
1 600 mm2).
La figure 6 donne l’échauffement de quelques conducteurs
usuels en fonction de l’intensité du courant.
2.1.3 Température maximale admissible
en régime permanent
■ Le choix de la température maximale est guidé par diverses
considérations :
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ste
l 29
As
5
9
ter
228
Pa
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12
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36
6
Pe
tu
ni
a
61
As
2
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r5
70
75
70
60
50
Pa
Échauffement θ (°C)
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r1
te
As
40
te
As
30
14
r1
4
660
0
20
10
0
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
Intensité du courant I (A)
Température ambiante comprise entre 0 °C et 40 °C
- vitesse du vent v = 1 m/s
- énergie de rayonnement solaire Ws = 900 W/m2
- coefficient d'absorption solaire α = 0,5
- pouvoir émissif par rapport au corps noir ε = 0,6
Figure 6 – Échauffement des conducteurs en
fonction de l’intensité du courant, en régime
permanent
Pour les définitions des câbles, cf [D 4422]
— la tenue des conducteurs soumis à des températures élevées
et des échauffements répétés ; pour l’almélec, la diminution des
propriétés mécaniques apparaît au voisinage de 120 °C, mais le
fluage, phénomène progressif irréversible, devient appréciable à
partir de 100 °C ;
— les dispositions constructives à mettre en œuvre pour respecter les distances réglementaires au-dessus du sol et des constructions, notamment la hauteur des pylônes ;
— la tenue des manchons de jonction et d’ancrage et des pièces
de raccordement ; cette condition est certainement la plus contraignante, la qualité des contacts électriques n’étant conservée que
pour des températures sensiblement inférieures à celles indiquées
pour la tenue des conducteurs.
■ Compte tenu des conditions précédentes, les températures
maximales de fonctionnement sont, en France, les suivantes :
— HTA (20 kV) : 40 °C (dans le cas général) ;
— HTB (63 à 400 kV) : 60 °C.
● Pour les lignes HTA, la température de 40 °C est justifiée par le
fait que les lignes fonctionnent en antenne et que la charge admissible est généralement limitée, non par la température, mais par les
chutes de tension.
● Les lignes HTB, au contraire, sont le plus souvent incluses dans
des boules fermées et la charge maximale est atteinte en régime de
secours (cf. [D 4 420], § 2.7).
2.1.4 Température maximale admissible
en surcharge temporaire
Du fait de la très faible valeur de la durée cumulée des fonctionnements en surcharge, on ne risquera pas d’affecter sensiblement la
durée de vie de l’ouvrage en admettant une température limite
supérieure à 60°. La ligne doit alors être construite pour que, à la
température maximale en surcharge de courte durée, la hauteur des
conducteurs au-dessus du sol et des constructions reste dans des
limites réglementaires.
En pratique, pour les lignes à 400 kV et à 225 kV, la température
maximale de fonctionnement est fixée à 75 °C [cf. (§ 1.2.1)]. Elle peut
être portée ultérieurement à 90 °C pour les lignes à 400 kV.
2.1.5 Choix de la température ambiante
En règle générale, il n’est pas réaliste de déduire l’intensité de
courant admissible en prenant en compte, pour chaque ouvrage du
réseau, la valeur exacte de la température ambiante, d’autant plus
que la vitesse du vent qui intervient beaucoup dans la détermination
de cette intensité maximale est fixée forfaitairement.
L’exploitant du réseau doit, par ailleurs, connaître à l’avance les
intensités admissibles du courant. Une température ambiante
conventionnelle est donc fixée en fonction des saisons. Les règles
actuelles retiennent les valeurs du tableau 11 pour le calcul des
intensités du courant. Des valeurs, par régions, pourraient éventuellement être utilisées.
Le tableau 12 indique les intensités de courant admissibles, dans
quelques câbles usuels, en hiver et en été.
Tableau 11 – Valeurs de la température ambiante retenues
pour le calcul des intensités de courant
Dénomination des périodes saisonnières
Été
30
Intersaison (pour les lignes à 400 kV
uniquement)
20
Hiver 1
15
Hiver 2 (courtes périodes d’hiver déterminées
en fonction des prévisions météorologiques)
5
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Température
ambiante maximale
(°C)
D 4 421 − 11
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Tableau 12 – Intensités maximales de courant admissibles (en ampères) pour quelques câbles usuels
Régime permanent (60 °C)
Surcharge temporaire (75 °C)
Conducteurs
Été
Hiver 1
Aster 228 (228/AGS/37)
495
630
Pastel 299 (299R/AGS + c/42 + 19)
490
620
Été
Hiver 1
Aster 366 (366/AGS/37)
670
850
Pastel 412 (412R/AGS + c/32 + 19)
640
820
Aster 570 (570/AGS/61)
970
1 120
1 130
1 320
1 270
Petunia 612 (612R/AGS + c/62 + 19)
840
1 080
1 080
Aster 1144 (1144/AGS/91)
1 280
1 650
1 750
2 030
Aster 1600 (1600/AGS/127)
1 530
1 980
2 170
2 500
2.1.6 Approche probabiliste
●
Une approche probabiliste a été effectuée pour confirmer les
valeurs des intensités de courant admissibles lors des régimes temporaires de secours. Elle est basée sur l’exploitation statistique des
points, vitesse de vent, température ambiante, ensoleillement, relevés toutes les trois heures, dans les stations de la météorologie
nationale. Les résultats de l’étude diffèrent assez peu des valeurs
calculées avec les règles précédentes.
On notera que des conducteurs de forte section (1 200 mm2 ou
1 600 mm2) ont été utilisés pour construire des lignes de montagne,
car ils diminuent les efforts appliquées aux supports en cas de surcharge de givre ou de neige.
2.2 Effet couronne
■ L’effet couronne est caractérisé par des effluves et des aigrettes
apparaissant autour des conducteurs d’une ligne à très haute tension.
L’intensité du phénomène dépend :
— du champ électrique superficiel au niveau des conducteurs ;
— des conditions atmosphériques ;
— de l’état de surface des câbles.
Les deux derniers paramètres ne sont pas indépendants. En effet,
les aspérités, les gouttelettes de graisse, la pollution et, également,
les gouttelettes d’eau par temps de pluie favorisent le développement de l’effet couronne.
■ Les inconvénients sont les suivants :
— des pertes électriques qui, pour la tension de 400 kV, ne sont
pas négligeables (environ 50 MWh/km par an pour une ligne équipée d’un faisceau de deux conducteurs de 600 mm2) ;
— des nuisances acoustiques ;
— des perturbations radioélectriques.
On se reportera, pour l’étude quantitative des phénomènes, à
l’article traitant spécifiquement de l’effet couronne [2].
■ Pour limiter les inconvénients précédents, il faut maintenir le
champ électrique superficiel à une valeur acceptable en augmentant
la section des conducteurs ou en utilisant des faisceaux de conducteurs, qui se comportent, pour le champ électrique, comme un câble
unique de très forte section.
Le maître d’œuvre retiendra les dispositions pratiques suivantes.
●
Lignes à 225 kV
Ce sont les perturbations radioélectriques qui gênent les riverains.
Il est prudent, avec un conducteur unique, d’utiliser une section
minimale voisine de 600 mm2, bien que, dans le passé, des lignes de
section inférieure aient été construites.
On peut, également, utiliser un faisceau de deux conducteurs de
section inférieure, disposition courante dans certains pays étrangers.
D 4 421 − 12
Lignes à 400 kV
La section minimale est constituée par un faisceau de deux
conducteurs ayant chacun une section voisine de 600 mm2.
On utilise, maintenant, tant en France que dans les pays étran2
gers, des faisceaux triples ou quadruples (en France : 3 × 590mm
2
ou 4 × 590mm ), qui réduisent, dans de grandes proportions, les
inconvénients de l’effet couronne et permettent de transporter des
puissances importantes.
Exemple : pour un givre moyen, la masse de givre supportée par
un faisceau de 2 x 1 600 mm2 est de 13,9 kg/m au lieu de 21,6 kg/m
pour un faisceau équivalent de 4 x 612 mm2.
2.3 Qualité de service. Défauts affectant
les lignes aériennes
Parmi les défauts fugitifs produisant des coupures brèves et des
creux de tension dans les réseaux (cf. [D 4 420] § 1.3), ceux provoqués par la foudre et la pollution sont directement liés au dimensionnement électrique des lignes.
2.3.1 Rôle des câbles de garde
Les câbles de garde jouent un rôle important dans la qualité de
service des lignes :
— ils protègent les conducteurs contre les coups de foudre
directs (§ 2.3.2) et diminuent le nombre des défauts affectant les
lignes à haute tension ;
— ils assurent l’interconnexion des mises à la terre (§ 2.5) ; dans
les zones où les résistances de mises à la terre sont élevées, la résistance d’un défaut monophasé est réduite par la mise en parallèle
des prises de terre et le fonctionnement des dispositifs de protection
est notablement amélioré, les défauts étant éliminés par les protections principales plus rapides et plus sélectives que les protections
de secours ;
— ils diminuent l’élévation du potentiel des supports au moment
d’un défaut car le courant monophasé se répartit entre plusieurs prises de terre ; ils améliorent, de ce fait, la sécurité des personnes se
trouvant à proximité ;
— ils diminuent, enfin, l’induction dans les circuits de télécommunication ou les canalisations enterrées qui présentent un parallélisme avec la ligne aérienne (§ 2.6) et (§ 2.7).
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Pour toutes ces raisons, les câbles de garde sont maintenant systématiquement installés sur les lignes à haute tension HTB, tant en
France que dans les pays étrangers. Ils ont, cependant, été très
contestés en France à cause de leur coût d’installation (12 à 20 % du
coût d’une ligne à 225 kV) et des défauts qu’ils peuvent provoquer
en cas de surcharge de givre ou de neige (télescopage entre un
câble de garde et un conducteur). Ils doivent, bien évidemment,
satisfaire aux mêmes règles de dimensionnement mécanique que
les conducteurs.
L’adjonction de câbles de garde sur les lignes existantes n’est
généralement pas possible, à cause de la résistance mécanique
insuffisante des pylônes.
2.3.2.1 Niveau kéraunique d’une région
La sévérité orageuse d’une région est caractérisée par son niveau
kéraunique : nombre de jours par an où le tonnerre a été entendu [3]
[5] [8].
En France, le niveau kéraunique moyen est de l’ordre de 20. Il est
supérieur à 30 dans les régions montagneuses des Alpes, du Massif
central et des Pyrénées et inférieur à 15 dans les régions côtières de
Normandie et de Bretagne. Le niveau kéraunique, lié à la présence
d’observateurs, est une notion assez rudimentaire ; cependant, les
observations sont maintenant confirmées par des systèmes de localisation de la foudre mis en place sur le territoire français. La carte
de la figure 7, établie par Électricité de France, est présentée en secteurs correspondant aux stations d’observation.
La densité des coups de foudre (ns) peut être reliée au niveau
kéraunique (Nk). La relation varie suivant les auteurs :
ns = 0,10 Nk
ou
ns = 0,16 Nk.
La densité, en France, se situerait entre 1 et 4 coups par kilomètre
carré et par an suivant les régions.
9
21
18
12
21
18
10
18
14
28
24
16
18
12
14
14
20
8
20
20
24
33
27
Les câbles de garde protègent la ligne des coups de foudre
directs, le courant de foudre, lorsque celle-ci touche un câble de
garde, étant écoulé à la terre par le câble et les mises à la terre des
pylônes. Les câbles de garde, situés au-dessus des conducteurs, ne
sont jamais totalement efficaces par suite, notamment, de la présence de plusieurs conducteurs sur les pylônes. Les coups de foudre
atteignant les conducteurs, malgré la présence des câbles de garde,
sont appelés défauts d’écran et sont évalués par différents modèles
électrogéométriques qui permettent de calculer, en fonction des
dimensions du pylône, l’angle de protection (angle que forme la
droite passant par le conducteur et le câble de garde avec la verticale) à donner aux câbles de garde pour que leur efficacité soit optimale.
● Les paramètres intervenant dans le modèle électrogéométrique sont :
— la distance moyenne des conducteurs au-dessus du sol ;
— la distance verticale entre conducteurs et câbles de garde ;
— l’intensité du courant de foudre, elle-même fonction d’une
courbe type de distribution des amplitudes des courants.
● Le nombre des défauts d’écran est proportionnel au niveau
kéraunique. Sur une ligne à deux circuits, le nombre de défauts
d’écran affectant un circuit est sensiblement égal à la moitié du
nombre total.
26
27
31 27
31
31
33
31
24
25
24
24
20
Tableau 13 – Tenues à la foudre des chaînes d’isolateurs
26
31
26
29
33
26
25
23
21
29
32
28
■ Coup de foudre direct. Défaut d’écran des câbles de garde
● Lorsqu’un coup de foudre touche un conducteur de phase, le
courant de foudre se répartit par moitié de part et d’autre du point
d’impact et les surtensions engendrées par ce courant se propagent
vers les pylônes adjacents. L’amorçage sur le premier pylône rencontré se produit lorsque la valeur de la surtension est supérieure à
la tenue à la foudre de la chaîne d’isolateurs. Cet amorçage est pratiquement systématique sur les lignes de tension inférieure à
400 kV.
21
32
20
24
21 26
28
20
23
13
30
25
23
10
13
23
14
18
16
20
11
12
■ Les défauts provoqués par la foudre sont de deux types :
— les coups directs, frappant les conducteurs en raison d’un
défaut d’écran des câbles de garde (fonction de la silhouette des
supports et de la hauteur moyenne des conducteurs au-dessus du
sol) ; ce type d’amorçage est principalement monophasé ;
— les amorçages en retour, pouvant se produire lorsque la foudre frappe les pylônes ou un câble de garde ; dans ce cas, le potentiel du pylône s’élève de façon importante et peut dépasser la tenue
à la foudre des chaînes d’isolateurs ; les amorçages en retour peuvent être polyphasés.
Les notions théoriques concernant la foudre et les surtensions
transitoires à front rapide qui en résultent sont développées dans
les articles référencés [1] et [3]. Les tenues à la foudre U tf des chaînes d’isolateurs, pour les lignes construites en France, sont données
dans le tableau 13.
2.3.2 Lignes à haute tension HTB.
Défauts provoqués par la foudre
11
2.3.2.2 Différents types de défauts
14
23
21 36 32
21 24 27
29
27
Tension nominale
de la ligne
(kV)
Utf
(kV)
400
1 450
225
875
90 et 63
5 isolateurs U 100 …………………………330
6 isolateurs U 100 …………………………400
Secteurs centrés sur les stations d'observation, moyenne sur cinq ans
8 isolateurs U 100 …………………………520
9 isolateurs U 100 …………………………580
Figure 7 – Carte des niveaux kérauniques en France
U 100 définition normalisée (cf.[D 4 422])
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● Les récentes études, confirmées par le retour d’expérience,
montrent :
— que les lignes à 400 kV et à 225 kV établies sur supports à deux
circuits avec deux câbles de garde sont correctement protégées, le
nombre de défauts d’écran étant de 1 à 1,5 défaut aux 100 km par an
et file de pylônes ;
— que l’installation de deux câbles de garde sur les lignes à haute
tension à 90 kV ou à 63 kV n’est pas justifiée économiquement, par
suite du faible nombre des défauts d’écran devant celui des amorçages en retour.
■ Amorçage en retour
● Lorsque la foudre frappe un câble de garde ou un pylône,
l’écoulement du courant vers la terre entraîne une élévation du
potentiel de la tête du pylône et le contournement d’une ou plusieurs chaînes d’isolateurs du support.
Les amorçages se produisent lorsque la différence entre le potentiel de la tête du pylône et la tension instantanée du réseau est supérieure à la tenue à la foudre de la chaîne d’isolateurs.
Pour évaluer le nombre d’amorçages, le pylône est assimilé à
une inductance pure et la prise de terre à une résistance en série
avec inductance.
●
Globalement, le nombre des amorçages en retour dépend :
— du nombre et de l’intensité des coups de foudre atteignant la
ligne (fonction du niveau kéraunique et de la distribution des amplitudes des courants) ;
— de la tenue à la foudre des chaînes d’isolateurs ;
— de l’inductance du support et de la mise à la terre ;
— enfin, de la résistance de mise à la terre du support.
2.3.2.3 Évaluation du nombre des défauts
Les modèles représentatifs mis au point pour évaluer le nombre
de défauts affectant les lignes équipées ou non de câbles de garde
mettent en évidence certaines conclusions importantes :
— le nombre de défauts d’écran est faible devant celui des amorçages en retour pour les lignes comportant des câbles de garde ;
— l’efficacité des câbles de garde dépend beaucoup de la résistance de la mise à la terre des supports ;
— pour les lignes à haute tension à 63 kV ou à 90 kV, la tenue à la
foudre des chaînes d’isolateurs a une influence très importante sur
le nombre de défauts.
■ Lignes à 400 kV
Le nombre de défauts est très faible par suite de l’isolement
important et de la protection très efficace des câbles de garde.
■ Lignes à 225 kV
Les résultats sont représentés sur l’abaque de la figure 8, qui indique le nombre de défauts aux 100 km et par an pour un niveau
kéraunique pris égal à 25, en fonction de la résistance de mise à la
terre des pylônes.
On constate que le nombre approximatif de défauts sur une ligne
à deux circuits, pour des résistances de mise à la terre des pylônes
voisins de 7 Ω, est de :
— 3,5 défauts aux 100 km par an (2,5 défauts par circuit) si la ligne
est équipée de câbles de garde ;
— 14 défauts aux 100 km et par an (10 défauts par circuit) si la
ligne n’est pas équipée de câbles de garde.
Les ordres de grandeur ne sont pas modifiés sensiblement par
l’accroissement de la tenue à la foudre des chaînes d’isolateurs.
Dans une zone de niveau kéraunique égal à 15, le nombre des
défauts est approximativement dans le rapport 15/25.
■ Lignes à 90 kV ou à 63 kV
Pour les lignes du réseau de répartition à 90 kV ou à 63 kV, on
constate, contrairement aux lignes à 225 kV, une variation importante du nombre des défauts, en fonction de la tenue à la foudre des
chaînes d’isolateurs, d’une part, et de la résistance de la mise à la
terre des supports, d’autre part, que la ligne soit ou non équipée de
câbles de garde.
D 4 421 − 14
Nombre total de défauts aux 100 km et par an
LIGNES AÉRIENNES
22,5
Lignes à 1 ou 2 circuits
Tension 225 kV
Inductance de la ligne L = 16 mH
Niveau kéraunique = 25
20
17,5
15
12,5
S ans
câ
g
de
ble
ar
de
10
7,5
5
Avec câ
2,5
ble
g
de
ar
d
y
e(
co
m
pr
is
le
s
n
ra
éc
d'
s
ut
fa
dé
1)
Utf = 875 kW
Utf = 950 kW
Utf = 1 000 kW
Utf = 1 050 kW
0
0
2
4
6
8
10
12 14 16 18 20 22 24
Résistance de prise de terre (Ω)
Pour une ligne à deux circuits, le nombre de défauts par circuit
est pris égal à 70 % du nombre de défauts par file de pylônes
dE nombre de défauts d'écran des câbles de garde
Figure 8 – Lignes à haute tension à 225 kV avec ou sans câbles
de garde : nombre total de défauts en fonction de la résistance
de terre par file de pylônes
Pour une ligne à deux circuits, l’abaque de la figure 9 indique le
nombre de défauts aux 100 km et par an pour un niveau kéraunique
pris égal à 25, en fonction de la résistance de mise à la terre des
pylônes et de la tenue à la foudre des chaînes d’isolateurs. Les courbes sont valables, avec une bonne approximation, pour les lignes
fonctionnant à la tension de 90 kV et celles fonctionnant à la tension
de 63 kV, bien que la tension de service ait une influence sur le nombre des amorçages en retour (§ 2.3.2.2).
Dans une zone de niveau kéraunique égal à 15, le nombre des
défauts est approximativement dans le rapport 15/25.
Au vu des résultats de la figure 9, les lignes actuelles sont
construites :
— avec câbles de garde ;
— avec 8 isolateurs U 100 (U tf = 520 kV) ou 9 isolateurs U 100
(U tf = 580 kV) ou équivalent ;
— avec des dispositions constructives conduisant à une valeur
médiane des résistances de mise à la terre de 7,5 Ω (quatre mises à
la terre sur les pylônes métalliques ou plusieurs boucles sur les supports monopodes).
Les dispositions précédentes permettent d’améliorer notablement la qualité de service.
Exemple : si l’on compare deux lignes avec câbles de garde :
— 6 isolateurs U 100 et résistance de mise à la terre des pylônes de
11 Ω, d’une part ;
— 9 isolateurs U 100 et résistance de mise à la terre des pylônes de
7,5 Ω, d’autre part,
le nombre des défauts aux 100 km et par an est divisé par 2,8.
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=
dE
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Les poussières et les pollens sont entraînés par la pluie et ne produisent généralement aucune gêne (sauf au terme d’une période
très sèche).
22
20
Sa
n
18
16
sc
âb
le
de
rde
ga
; U tf
late
iso
ur s
U
100
kV
=
6
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tf
14
0 kV
= 40
00
U1
rs
u
e
4
lat
=
00
so
8i
U1
=
rs
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V
e
k
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0
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52
9i
=
=
tf
kV
;U
0
58
=
tf
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e
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00
de
ga
rd
e
12
e
rd
ga
e
Av
e
bl
8
de
cc
âb
le
10
câ
Nombre total de défauts aux 100 km et par an
____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES
ec
6
Av
v
4
A
ec
c
l
âb
e
de
g
Lignes à 1 ou 2 circuits
Tension 90 kV ou 63 kV
Inductance de la ligne : 12 mH
Niveau kéraunique = 25
2
0
2
4
6
8
10
12 14 16 18 20 22 24
Résistance de prise de terre (Ω)
Les dépôts salins et les dépôts polluants, par contre, adhèrent
aux isolants et constituent une croûte plus ou moins dure. Ils ont le
plus souvent une résistivité élevée, mais permettent cependant
l’écoulement d’un courant très faible dit « courant de fuite » entre
les pièces sous tension et la terre, avec, éventuellement, formation
de petits arcs partiels à la surface des isolants. Lorsque ce courant
de fuite devient important, un contournement se produit, entraînant
le déclenchement de la ligne. Les dépôts polluants, par temps de
brouillard, peuvent provoquer une succession de déclenchements
pouvant, à la limite, interrompre l’alimentation de la clientèle et
nécessiter l’intervention d’une équipe, pour nettoyer les isolateurs.
Le maître d’œuvre devra tenir compte de la pollution des zones traversées pour dimensionner les chaînes d’isolateurs ou choisir les isolateurs rigides. Les isolateurs sont caractérisés par leur ligne de fuite :
longueur minimale des contours des parties extérieures isolantes.
La longueur minimale de la ligne de fuite à retenir pour une
chaîne d’isolateurs ou une colonne isolante est le produit de la ligne
de fuite spécifique par la tension du matériel exprimée entre phases.
Exemple : pour le réseau à 225 kV, la tension la plus élevée pour le
matériel est de 245 kV et la ligne de fuite des chaînes en classe 2 est :
245 x 20 = 4 900 mm.
Pour une ligne à deux circuits, le nombre de défauts par circuit
est pris égal à 70 % du nombre de défauts par file de pylônes
Il est possible, pour accroître la ligne de fuite, d’augmenter le
nombre d’éléments constituant la chaîne ou d’utiliser des isolateurs
antipollution. On se reportera au fascicule spécialisé.
Figure 9 – Lignes à haute tension à 90 kV ou à 63 kV
avec ou sans câbles de garde : nombre total de défauts en fonction
de la résistance de terre par file de pylônes
Le tableau 14 résume les différentes classes de pollution et les
lignes de fuite minimales correspondantes. Les défauts du matin,
bien connus, provenant de la condensation, sont évités par l’isolement de la classe 1.
Une simulation par l’ensemble du territoire français, tenant
compte de la carte des niveaux kérauniques et de la carte des résistivités des sols, conduit aux nombre approximatifs de défauts suivants par 100 km et par an :
— par file de pylônes : ...................... 6,5 avec 9 isolateurs U 100 ;
et 7,5 avec 8 isolateurs U 100 ;
— par circuit : .....................................4 avec 9 isolateurs U 100 ;
et 5 avec 8 isolateurs U 100.
Les modèles représentatifs permettent également d’évaluer les
défauts polyphasés qui seuls produisent des creux de tension
d’amplitude gênante ; on constate que le pourcentage de ceux-ci
par rapport au nombre total des défauts est de l’ordre de 40 à 50 %.
2.3.3 Pollution des isolateurs
Par suite de la pollution de l’air, les isolateurs peuvent se
recouvrir :
— de poussières ou de pollens dans les zones rurales ;
— de dépôt salé en bordure de mer ;
— de dépôts minéraux ou chimiques dans les zones fortement
urbanisées ou les zones industrielles.
2.4 Tenue des lignes aux courants
de court-circuit (lignes à haute
tension HTB)
Les courants de court–circuit sont importants dans les réseaux à
haute tension HTB et interviennent dans le dimensionnement des
lignes. Les éléments suivants subissent des contraintes :
— les chaînes d’isolateurs et les pièces d’équipement en cas de
contournement sont soumis à l’effet de l’arc électrique, d’autant
plus destructeur que l’intensité du courant de court–circuit est plus
élevée ;
— les conducteurs, les câbles de garde, les mises à la terre et tous
les matériels de connexion sont parcourus, en cas de défaut, par les
courants de court-circuit et subissent des échauffements ;
— enfin, les conducteurs sont soumis à des efforts électrodynamiques ; certains matériels, telles les entretoises équipant les
lignes à 400 kV, doivent supporter des efforts importants.
Tableau 14 – Différentes classes de pollution et lignes de fuite spécifiques minimales correspondantes
Classe de pollution
Zones concernées
Ligne de fuite spécifique minimale
(entre phases (mm/kV))
Classe 1
Zones rurales ou faiblement urbanisées éloignées de la mer
16
Classe 2
Zones industrielles ou fortement urbanisées
Zones situées à proximité de la mer
20
Classe 3
Présence simultanée de pollution marine et industrielle
Zones en bordure de mer soumises directement aux embruns salins
25
Classe 4
Pylônes implantés sous la fumée d’usines polluantes (cimenteries,
usines chimiques)
> 25
La solution retenue est le recouvrement des
isolateurs d’une couche de graisse siliconée
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■ Les postes sont construits pour supporter des courants de courtcircuit ; leurs intensités ne sont pas choisies au cas par cas en fonction de la configuration des réseaux et de leur évolution, mais font
l’objet de niveaux normalisés. Les essais de structures et de matériels sont réalisés pour ces niveaux qui correspondent aux courants de court-circuit triphasé :
— pour une ligne à 400 kV
: 63 kA et 40 kA ;
— pour une ligne à 225 kV
:
31,5 kA ;
— pour une ligne à 90 ou 63 kV : 31,5 kA et 20 kA.
Des niveaux analogues sont également définis dans les pays
étrangers, pour les différentes tensions utilisées.
Le long d’une ligne, les courants de court-circuit triphasé et
monophasé sont fonction des niveaux de court-circuit des postes
d’extrémité, de la longueur de la ligne et de l’emplacement du
défaut. Leurs intensités diminuent rapidement lorsque celui-ci
s’éloigne des postes d’extrémité. Pour une ligne longue, on peut
ainsi définir les intensités maximales dans les différents tronçons.
■ Les temps d’élimination des défauts interviennent dans les
contraintes subies par le matériel ; les temps maximaux dépendent
des plans de protection et des équipements installés. Ils évoluent
rapidement par suite du remplacement des équipements les plus
anciens.
Des essais ont montré que l’échauffement de l’acier est bien inférieur à l’échauffement initial du métal conducteur (figure 11). Sa
valeur maximale est atteinte au bout d’un temps tc, fonction de la
nature du câble, de l’intensité du courant de court-circuit et de sa
durée ; la valeur de tc est généralement comprise entre 10 et
30 secondes.
■ Échauffement des conducteurs
À la suite d’un court-circuit, les échauffements les plus gênants
apparaissent dans les conducteurs en almélec homogène, en effet :
— la température maximale atteinte par l’almélec ne doit pas
entraîner une diminution de ses propriétés mécaniques, celui-ci
supportant la totalité de la tension mécanique ;
— l’augmentation de la flèche est liée à l’échauffement de l’almélec et ne doit pas mettre en cause la sécurité des personnes et des
installations.
Les échauffements de l’almélec sont donnés dans le tableau 15.
103
∆T (°C)
102
Al
m
On constate actuellement les temps maximaux d’élimination
suivants :
— pour les lignes à 400 kV
: 0,25 s ;
— pour les lignes à 225 kV
: 0,5 s ;
— pour les lignes à 90 ou 63 kV : 0,5 à 0,9 s, suivant les équipements.
Ac
ie
r
u m é le
c
in
iu
Cu
m
iv
re
2.4.1 Intensité des courants de court-circuit.
Temps d’élimination des défauts
10
Al
LIGNES AÉRIENNES
2.4.2 Effets des arcs électriques
Lorsqu’un contournement de chaînes se produit, l’arc électrique
s’accroche, dans le cas général, sur les pièces de garde installées
aux extrémités de la chaîne. Dans ces cas rares, il peut aussi s’accrocher sur le capot métallique d’un isolateur dont la jupe a été cassée
ou sur un conducteur.
Les contournements ne doivent pas provoquer d’avaries
permanentes ; les isolateurs et pièces de garde doivent pouvoir supporter un court-circuit anormalement long éliminé par les protections de secours.
1
Température des composants
Exemple : pour les isolateurs usuels en verre trempé, les chaînes
constituées avec des isolateurs U 100 peuvent supporter des courants
de court-circuit de 20 kA pendant 1 s. Au-delà de 20 kA, l’utilisation
d’isolateurs d’un calibre supérieur est obligatoire.
2.4.3 Échauffement des conducteurs
et câbles de garde
D 4 421 − 16
103
θai
105
j 2 t (A2.s/mm4)
Alm
éle
c
θcmax
ci
A
er
θci
t
Court-circuit
tc
Temps
θci
température initiale de l'acier
θai
température initiale de l'almélec
θcmax température maximale de l'acier
tc
temps correspondant à la flèche maximale, après le court-circuit
Figure 11 – Câble bimétallique almélec–acier : échauffement relatif
de l’almélec et de l’acier après un défaut
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104
Figure 10 – Échauffement d’un fil métallique, soumis pendant
un temps t à un courant de densité j
La tenue des chaînes d’isolateurs est déterminée par des essais
qui permettent d’établir les limites d’utilisation des différents isolateurs et pièces d’équipement.
Les conducteurs et câbles de garde sont soumis à des échauffement fonction de l’intensité du courant qui les parcourt et du temps
d’élimination du défaut. Ces échauffements sont pratiquement adiabatiques et sont évalués à l’aide des abaques de Gut et Grundberg
(figure 10). Ils s’ajoutent à la température initiale du conducteur ou
du câble de garde.
Dans un câble bimétallique (almélec–acier ou aluminium–acier),
la totalité du courant de défaut circule, au départ, dans le métal
conducteur. Sa flèche, cependant, est liée à la température de
l’acier.
102
10
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Tableau 15 – Échauffement des conducteurs usuels en almélec homogène pour un défaut
situé à 1 km d’un poste source
Tension
Courant de courtcircuit triphasé
dans le poste source
Conducteurs Aster
Courant de court-circuit
triphasé à 1 km du poste
Durée du défaut
Échauffement des
conducteurs
(kV)
(kA)
(mm2)
(kA)
(s)
(°C)
63
3 × 570
56,3
0,25
4
40
3 × 570
37,2
0,25
1,5
225
31,5
1 × 570
28,5
0,5
15
90 – 63
31,5
1 × 366
25,6
0,5
35
1 × 366
17,4
0,5
15
0,9
30
1 × 228
17,2
0,5
40
0,9
70
400
20
● Pour les nouvelles lignes à 400 kV et à 225 kV équipées de
conducteurs de section égale ou supérieure à 570 mm2, les échauffements sont, dans le cas général, inférieurs à 15 °C, valeur correspondant à la marge de sécurité réservée pour les surcharges
temporaires. Aucune vérification n’est nécessaire.
● Pour les lignes à 90 kV ou à 63 kV, les échauffements sont
importants et conduisent à des augmentations de flèche entre le
poste et l’emplacement du défaut. Ces augmentations pour des portées courantes de 350 m et un paramètre de pose égal à 1 500 m
sont de l’ordre de 20 % à 1 km du poste et de 5 % à 5 km du poste.
Le maître d’œuvre devra en tenir compte pour choisir le câble au
départ du poste. Il devra, également, en tenir compte lors de la
répartition des supports, plus particulièrement dans les croisements
avec d’autres lignes aériennes, les traversées de routes importantes
et le surplomb des constructions.
■ Échauffement des câbles de garde
Les câbles de garde sont de faible section et plus tendus que les
conducteurs ; ils doivent avoir une grande résistance mécanique et
sont obligatoirement bimétalliques ; les câbles utilisés sont des
câbles almélec–acier comportant une ou, exceptionnellement, deux
couches de fils d’almélec, ceux-ci protégeant les fils d’acier, limitant
les échauffements et permettant de bons contacts électriques dans
les pièces de connexion.
● Intensité du courant de défaut circulant
dans les câbles de garde
— Lignes à 400 kV ou 225 kV. On admet des hypothèses
simplificatrices :
• le courant de défaut monophasé est pris égal au courant triphasé, dans les postes d’extrémités.
• 25 % de ce courant s’écoule dans la prise de terre du support
et 75 % dans les câbles de garde.
— Lignes à 90 kV ou 63 kV. Le courant de défaut monophasé est
limité, en France, à quelques milliers d’ampères par des impédances insérées dans la mise à la terre du neutre dans les postes
d’extrémités.
● Intensité du courant de défaut admissible
dans les câbles de garde
On admet un échauffement maximal de 170 °C dans les fils
d’almélec.
Exemple :
— Phlox 228 : 17 000 A
— Phlox 147 : 11 000 A
— Phlox 116 : 8 500 A
(0,5 s)
(0,5 s)
(0,5 s)
ou
ou
ou
24 000 A
15 500 A
12 000 A
(0,25 s)
(0,25 s)
(0,25 s)
Pour choisir les câbles de garde des différents tronçons d’une
ligne, le maître d’œuvre tient compte de la décroissance des courants de court-circuit en fonction de la distance aux postes d’extrémités. Les câbles de garde des lignes à 90 kV et 63 kV sont
dimensionnés uniquement par les contraintes mécaniques.
■ Augmentation de la flèche des câbles de garde
Elle ne pose aucun problème pour les lignes courantes. Cependant, dans les zones montagneuses, les chevalets des pylônes encadrant de grandes portées doivent avoir une hauteur plus grande que
celle des portées normales. Les croisements éventuels entre
conducteurs et câbles de garde doivent être évités ou réalisés dans
des portées courtes.
Les calculs précédents d’échauffement et d’augmentation de
la flèche sont faits dans le cas d’un contournement de chaînes,
en supposant que le courant de défaut se répartit entre la prise
de terre du support et les deux câbles de garde. Dans le cas de
surcharge de givre ou de neige et de télescopage entre un
conducteur et un câble de garde, la totalité du courant de défaut
circule dans un seul câble de garde et peut entraîner une avarie.
2.4.4 Efforts électrodynamiques
Les courants de court-circuit engendrent des efforts électrodynamiques, qui, pour les lignes aériennes, sont généralement faibles à
cause des grandes distances entre phases imposées par les balancements et les contraintes climatiques.
Cependant, à proximité des postes à 400 kV–63 kA, les premières
portées sont soumises à des efforts qui peuvent conduire à des
balancements importants. Des programmes de calcul sur ordinateur
permettent maintenant de définir les efforts et les déplacements des
conducteurs en fonction des dispositions constructives, du courant
de court-circuit et de la durée du défaut.
Pour des durées inférieures à 0,25 s, les résultats ne conduisent
généralement pas à modifier les projets, dans la mesure où les portées, à proximité du poste, sont courtes.
Par ailleurs, lorsque les lignes sont équipées de faisceaux de
conducteurs (cas général pour les lignes à 400 kV), les courants
parallèles et de même sens circulant dans les câbles du faisceau
donnent naissance à des efforts de compression dans les entretoises (cf. D 4 422). Celles-ci doivent pouvoir supporter ces efforts sans
détérioration.
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2.5 Mise à la terre des supports
2.5.1 Réalisation des prises de terre
Les pylônes métalliques des lignes à haute tension sont obligatoirement mis à la terre. Cette disposition est réglementaire et figure
dans l’Arrêté technique. Les armements des lignes HTB récentes,
établies sur des poteaux en béton ou des poteaux en bois, sont également reliés à la terre.
Les prises de terre sont réalisées par des cadres métalliques ou
des fils métalliques, placés au fond des fouilles et autour des cheminées des massifs, ou encore par des piquets métalliques de plusieurs mètres enfoncés dans le sol. La section minimale des fils
métalliques est égale à 50 mm2. Les prises de terre des lignes HTB
sont réalisées avec des fils en acier doux (fils Armco), en fil d’acier
gainé de cuivre (fils Cooperweld) ou en cuivre.
Les quatre pieds des pylônes métalliques sont équipés de prises
de terre et les résistances qui en résultent pour les supports sont
généralement comprises entre 7 et 10 Ω dans les sols meubles et
humides (argiles, marnes, tourbe). Dans les sables et graviers ou
dans les sols rocheux, il est nécessaire, pour se rapprocher des
valeurs précédentes, de procéder à des améliorations constituées
par des boucles métalliques disposées en surface ou par des
piquets atteignant les couches profondes.
En première approximation, la valeur de la résistance de la prise
de terre Rp (en Ω/s) peut être évaluée à l’aide de la relation :
Rp = ρ/2πrc
Avec
rc (m) :
rayon du cercle circonscrit à l’empattement du
pylône ou à la boucle de mise à la terre dans le
cas d’un support monopode,
ρ (Ω.m) : résistivité du sol.
Le tableau 16 indique un ordre de grandeur des résistivités de
divers terrains.
Tableau 16 – Ordre de grandeur des résistivités
de divers terrains
Nature du terrain
Résistivité
(Ω. m)
Schistes graphitiques.................. de l’ordre de 1 à 35
Terrains marécageux .................. de quelques unités à 30
Argiles et marno-calcaires..........
10 à
Sables et graviers........................
50 à 3 000
Galets, blocs de silex ..................
1 000 à 10 000
Calcaires.......................................
100 à 5 000
Schistes ........................................
50 à
200
300
Grès ..............................................
100 à 10 000
Roches éruptives .........................
300 à 10 000
On sait que la limite de danger pour une personne traversée par
un courant électrique est de 100 mA [4]. De nombreux facteurs
interviennent dans la détermination des tensions de pas et de toucher et dans l’appréciation des risques :
— le niveau kéraunique de la région et le niveau de pollution ;
— la probabilité de présence d’une personne à proximité du support sur lequel se produit un défaut ;
— l’intensité du courant de court-circuit monophasé au droit du
support ;
— la présence ou non d’un câble de garde ;
— la valeur de la résistivité du sol ;
— le fait que la personne soit chaussée (situation normale pour
les tensions de pas ou de toucher) ou étendue et mouillée (par
exemple à proximité d’une piscine).
■ Du fait de la faible probabilité d’un amorçage et de la présence
simultanée d’une personne à proximité du pylône, les directives
constructives et les valeurs courantes de la résistance des prises de
terre conduisent, dans le cas général, à un niveau de risque très faible.
Des dispositions particulières, doivent, cependant, être prises
en cas de présence prolongée et stationnaire de personnes à proximité de certains supports (établissements d’enseignement ou installations sportives, campings, aires de rassemblement de
personnes, etc). Les dispositions pouvant être prises sont :
— d’abord, l’installation de câbles de garde, qui réduisent à la fois
le nombre des amorçages et l’intensité du courant de défaut à la
terre ;
— la mise en place, autour du support, pour se prémunir des tensions de toucher et de pas, d’une clôture en matériau non conducteur ou de dispositions empêchant la présence de personnes
(massifs d’arbustes, par exemple) ;
— l’adjonction, dans la zone d’évolution des personnes, d’un
revêtement de sol de résistivité élevée (dalle, bitume) pour réduire
la surface devant être neutralisée.
● Dans le cas des piscines, le danger n’est pas dans l’eau, mais
dans la zone d’évolution des baigneurs (supposés mouillés et couchés sur le sol). Les distances minimales, données dans le
tableau 17, entre cette zone et le support doivent être respectées.
● Dans le cas d’établissements d’enseignement ou d’installations sportives, la réglementation ne permet pas d’implanter un
support dans l’enceinte. Il convient cependant, pour se prémunir
des tensions de pas, de vérifier que les distances minimales du
tableau 17 sont respectées entre les zones d’évolution et le support
(personnes supposées couchées).
● Dans le cas des campings, il est prudent d’éviter le stationnement des personnes autour d’un support HTB par des dispositions
appropriées, par exemple en l’intégrant dans un massif décoratif. La
zone neutralisée peut être complétée, sur son pourtour, par un revêtement de sol.
Tableau 17 – Distances minimales à respecter entre la zone
d’évolution des personnes et le support
Établissements
d’enseignement
ou installations sportives
Piscines
2.5.2 Protection des personnes
■ Lors de l’écoulement d’un courant de défaut à la terre, des différences de potentiel apparaissent :
— entre le pylône équipé de sa prise de terre et le sol
environnant : tension de toucher ;
— entre deux points du sol : tension de pas.
Ces différences de potentiel, fonction du courant de défaut et de
la résistance de la prise de terre, ne doivent pas conduire à des accidents de personnes.
D 4 421 − 18
Tension
de la ligne
Lignes
avec câbles
de garde
Lignes
sans câbles
de garde
Lignes
Lignes
avec câbles sans câbles
de garde
de garde
(kV)
(m)
(m)
(m)
(m)
400
20
80
20
70
225
15
50
10
40
90 ou 63
10
30
10
15
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2.6 Parallélisme avec les lignes
de télécommunication
2.6.1 Perturbations engendrées par les lignes
électriques
Une ligne électrique, en cas de parallélisme, peut entraîner des
perturbations dans les lignes de télécommunication ou de transmission de signaux. Celles-ci sont le plus souvent des troubles d’exploitation ou de dégradations de matériels ; cependant, des tensions
dangereuses pour les personnes peuvent apparaître dans les installations si les phénomènes électriques, de plusieurs types, liés à la
proximité des ouvrages ne sont pas correctement évalués et maintenus dans des limites acceptables.
■ Cas de défaut sur la ligne électrique
● Des tensions longitudinales provoquées par l’induction électromagnétique apparaissent dans les circuits de télécommunication
(seule, l’induction magnétique est à considérer pour les réseaux
dont le neutre est mis à la terre). Ce sont les phénomènes d’induction.
● L’écoulement du courant de défaut dans le sol par la prise de
terre du support entraîne une élévation de potentiel du sol à proximité des équipements de télécommunication (câbles enterrés ou
prises de terre des installations). Ce sont les phénomènes de
conduction.
■ Service normal (influence électrique)
● La symétrie imparfaite des conducteurs de la ligne électrique
provoque une tension induite, assez faible, dans la ligne de télécommunication.
● Un fort taux de courants harmoniques, de fréquences audibles,
dans la ligne électrique peut également perturber la transmission
(tension psophométrique).
■ Les méthodes de calcul et les conditions à respecter sont indiquées dans les directives du CCITT (Comité consultatif international
téléphonique et télégraphique) ou dans les recommandations de la
CEI (Commission Électrotechnique Internationale). Les valeurs
maximales admises, sur les lignes de télécommunications, sont
indiquées dans le tableau 18.
Lorsque les limites précédentes, pour les manifestations dangereuses, sont dépassées, certaines dispositions concernant la
construction ou la protection des équipements de télécommunication peuvent être exceptionnellement envisagées (mise en souterrain de certains tronçons, parafoudres, etc). Malgré ces possibilités,
le maître d’œuvre doit s’efforcer d’éloigner suffisamment le tracé de
la ligne de celui des circuits de télécommunication pour que les
valeurs maximales admises ne soient pas dépassées. On se bornera
ci-après à indiquer les méthodes d’évaluation des tensions induites
et des élévations de potentiel du sol.
Dans la pratique, les valeurs sont maintenant déterminées avec
des codes de calcul. Les résultats, s’ils sont proches des limites, sont
vérifiés par des essais.
2.6.2 Calcul de la tension longitudinale induite
dans une ligne de télécommunication
Selon les lois de l’électromagnétisme, la tension induite V est
donnée par la formule :
V = ω I kr M < t
avec
I (A)
kr
courant inducteur,
coefficient réducteur (inférieur à 1), résultant des
différents effets d’écran,
< t (km) longueur de tronçon de rapprochement considéré,
M (H/km) inductance mutuelle kilométrique entre les
circuits constitués respectivement par la ligne
d’énergie et le circuit induit, avec le sol comme
conducteur de retour,
ω (rad/s) pulsation.
■ Détermination du courant inducteur et de la tension induite
● Le courant inducteur I n’est autre que le triple de la composante
homopolaire I0 du courant de court-circuit obtenu en considérant le
défaut dissymétrique à la terre le plus défavorable. La détermination
de I se fait en tenant compte de l’évolution future du réseau et peut
s’effectuer entièrement par le calcul, manuel ou automatique, en
utilisant la théorie des composantes symétriques.
À partir des impédances propres de la ligne et des impédances
réduites du réseau, on trace un jeu de courbes (figure 12), donnant,
suivant l’emplacement x du court-circuit, la composante homopolaire I0 et sa répartition I0M et I0N de part et d’autre de celui-ci.
Tableau 18 – Valeurs maximales de tension admises
sur les lignes de télécommunication
Phénomène
Défaut sur la
ligne électrique
I0
Induction ou
influence électrique
Conduction
(V)
(V)
V
V
I0
Ligne électrique à
Se renseigner dans
grande sécurité : 650 chaque cas particulier
Cas normal
430 Cas général : 1 500
Fonctionnement
normal
60
I0N
Cependant, certaines installations doivent respecter des prescriptions particulières conduisant à des tensions inférieures et le maître
d’œuvre doit se renseigner lorsque des câbles enterrés ou des
lignes de signalisation se trouvent au voisinage du tracé.
Pour les lignes de télécommunication, on considère que toutes
les lignes HTB sont des lignes à grande sécurité, respectant les
conditions suivantes :
— équipement avec des isolateurs dont les armements sont mis
à la terre ;
— présence de câbles de garde dans les régions particulièrement
foudroyées ;
— élimination rapide des défauts monophasés.
M
I0M
A
A'
I0M
x B
I0 I0N
B'
valeur absolue des composantes homopolaires
valeur absolue de la tension induite
V
tension induite
MN
ligne d'énergie
A' , B' circuit de télécommunication
Figure 12 – Détermination de la tension induite
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103
Mω (mΩ/km)
ρ (Ω.m)
102
10
50 00
25 0
10 0
50 0
25
10
5 5
2,
10
f = 50 Hz
1
1
102
10
Figure 13 – Détermination de l’impédance
mutuelle en fonction de l’écartement
entre les circuits pour différentes valeurs
de la résistance du sol
103
d (m)
V x = ω 3I 0M ∑
x
A
Vers A
● Pour un circuit de télécommunication A’B’ parallèle à un tronçon AB d’une ligne d’énergie MN, la tension induite V, correspondant à l’emplacement x du défaut, est donnée par la relation :
22
21
k r M < t – 3I 0N ∑ B k r M < t
x
d2 dmoy d1
avec ∑ A k r M < t et
x
∑ Bx
20
19
18
k r M < t coefficients d’induction mutuelle
affectant les portions parallèles situées de part et d’autre de x.
La variation de la tension induite, en fonction de la position du
défaut, présente deux maximums qui, en général, correspondent à
un défaut situé aux extrémités des portions parallèles.
,
19
18
17
Ligne d'énergie
Ligne de télécommunication
16
15
d moy =
d1 d2
La tension longitudinale induite est la somme algébrique des tensions partielles ainsi calculées.
D 4 421 − 20
14
13
12
11
10
B
9
8
s
Ver
■ Détermination de l’inductance mutuelle M
La valeur de cette inductance M dépend de l’écartement entre les
lignes, de la fréquence et de la résistivité du sol.
On peut calculer M d’après la théorie de Carson-Pollaczeck ; les
formules ont été condensées en une série d’abaques (figure 13)
donnant à f = 50 Hz, pour différentes valeurs de la résistivité ρ du
sol, l’impédance mutuelle en fonction de l’écartement. Ces abaques
montrent que l’impédance mutuelle Mω dépend beaucoup de la
résistivité du sol ; il est donc nécessaire, pour calculer la tension
induite, de connaître cette résistivité pour la région considérée.
La valeur de la résistivité du terrain doit être, dans la mesure du
possible, extraite des résultats de mesures électriques effectuées
sur des lignes de télécommunication voisines. Si aucun renseignement précis n’est connu, le tableau 16 peut donner une valeur
approchée de la résistivité en fonction de la nature du sol.
La méthode pratique, pour déterminer l’inductance mutuelle M,
consiste à former, avec chaque alignement de la ligne d’énergie, des
trapèzes rectangles ayant pour hauteur le tronçon de la ligne d’énergie (figure 14).
La distance à admettre sera la moyenne géométrique des longueurs de chaque base :
Figure 14 – Calcul de l’inductance mutuelle M
■ Détermination du coefficient réducteur kr
On applique un coefficient réducteur global égal au produit des
coefficients kr relatifs aux différents circuits écrans situés à proximité. Les circuits formant écran sont constitués par les câbles de
garde, les rails de chemin de fer, l’enveloppe des câbles de télécommunication.
■ Théoriquement, le calcul de kr peut se faire en appliquant les lois
de l’électromagnétisme aux circuits en présence.
Dans le cas d’un seul circuit écran, on a :
kr = 1 – (Z23 Z13/Z12 Z33)
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où Z33 désigne l’impédance propre du circuit écran et où Z12, Z23 et
Z13 désignent respectivement les impédances mutuelles du circuit
inducteur et induit, du circuit écran et induit, et du circuit écran et
inducteur.
S’il existe plusieurs circuits écrans, le calcul de kr est de complexité croissante. Toutefois, dans la majorité des cas, la variation de
ces impédances propres, en fonction de la résistivité du sol, est faible. Il en est de même pour les impédances mutuelles lorsque les
conducteurs écrans sont très rapprochés soit du conducteur inducteur, soit du conducteur induit. Il faut aussi noter que, dans les impédances propres, interviennent les résistances de la prise de terre, et
l’effet d’écran est d’autant meilleur que ces résistances sont faibles.
● Le calcul du coefficient réducteur kr est, à cause du nombre de
paramètres qui peuvent intervenir, pratiquement impossible. On
doit donc utiliser des valeurs issues de l’expérience.
● Les valeurs de kr pour les câbles de garde équipant la ligne électrique sur laquelle circule le courant de défaut sont données dans le
tableau 19.
Tableau 19 – Valeurs du coefficient réducteur kr pour des
câbles de garde équipant une ligne électrique
Nombre
de câbles
Câble à une couche
d’almélec
Câbles à deux couches
d’almélec
1
de 0,65 (Phlox 288)
à 0,8 (Phlox 94)
de 0,6 (Pastel 228)
à 0,7 (Pastel 147)
2
de 0,6 (2 Phlox 288)
à 0,7 (2 Phlox 94)
de 0,6 (2 Pastel 228)
à 0,65 (2 Pastel 147)
● Les valeurs de kr pour les câbles de garde des lignes électriques
voisines sont ces mêmes valeurs multipliées par 1,15.
● Pour des rails de chemins de fer, la valeur de kr est égale à 0,8.
● Dans le cas d’un câble de télécommunication enterré, l’enveloppe, elle-même, si elle est métallique, introduit un coefficient
réducteur kr = 0,5.
2.6.3 Évaluation de l’élévation de potentiel du sol,
en cas de défaut
Pour un sol de résistivité homogène et un éloignement suffisant,
il est admis que les filets de courants s’écoulent radialement à partir
de la prise de terre du support et que la forme des équipotentielles
est hémisphérique.
L’élévation du potentiel du sol, en un point éloigné, est donnée, en
volts, par la relation :
Vx = Vp rc ⁄ x
= Rp Id rc ⁄ x
avec
Id (A) :
rc (m) :
Rp (Ω) :
Vp (v) :
x (m) :
courant de défaut écoulé dans le pylône,
rayon du cercle circonscrit à l’empattement du
pylône,
résistance de la prise de terre du pylône,
tension du pylône par rapport au sol lointain,
distance entre l’axe du pylône et le point
considéré.
En première approximation :
Rp = ρ/2πrc
avec ρ (Ω/m) : résistivité du sol.
On obtient donc :
ρI d
V x = ---------2π x
Pour une ligne équipée de câbles de garde, on a :
Id = KIcco
Icco étant le courant de court-circuit pour un défaut de résistance
nulle.
K est un coefficient réducteur qui tient compte du fait qu’une part
importante du courant s’écoule par les câbles de garde. Il est fonction de leur impédance linéique et de la résistance de mise à la terre
du support. Il est voisin de 0,1 pour une résistance de mise à la terre
de 10 Ω.
2.7 Canalisations de transport de fluide
(hydrocarbures, gaz combustibles)
Comme pour les lignes de télécommunication (§ 2.6), lorsqu’une
ligne aérienne est parallèle sur une grande longueur à une canalisation de transport de fluide, des tensions peuvent être induites dans
cette canalisation. En cas de défaut à la terre, l’Arrêté Technique
impose que ces tensions ne doivent pas dépasser les tensions maximales de tenue des joints isolants assurant l’isolement électrique
des canalisations à l’entrée des installations présentant des risques
particuliers d’incendie ou d’explosion. Lorsque la canalisation passe
à proximité d’un support, il est nécessaire de vérifier également que
les tensions locales du sol, en cas d’écoulement d’un courant de
défaut par le pied de ce support, restent inférieures aux tensions de
claquage du revêtement protecteur de la canalisation, afin d’éviter
la formation d’un arc risquant de percer la conduite. En pratique, la
tension maximale à laquelle peut être soumis le revêtement d’une
canalisation est d’environ 5 000 V.
Les tensions longitudinales induites le long de la canalisation sont
déterminées avec des codes de calcul tenant compte :
— du courant de défaut ;
— de la longueur du parallélisme et de la distance entre la ligne
électrique et la conduite ;
— des caractéristiques de la conduite (résistance linéique, revêtement isolant, influence des joints isolants).
L’élévation du potentiel du sol, par conduction, est déterminée
avec la méthode explicitée au paragraphe 2.6.3.
3. Dimensionnement
mécanique
3.1 Efforts occasionnels et hypothèses
climatiques
3.1.1 Efforts appliqués aux éléments de l’ouvrage
Le dimensionnement mécanique des lignes aériennes consiste
principalement à déterminer, en fonction de l’environnement climatique [6], les efforts appliqués aux différents éléments de
l’ouvrage (câbles, supports, matériels d’armement, massifs de fondations). Ceux-ci sont ensuite calculés avec les méthodes habituelles de résistance des matériaux ou font l’objet d’essais pour
connaître leur résistance mécanique.
Les efforts sont de deux types :
— les efforts appliqués en permanence, en l’absence de conditions météorologiques défavorables ; ils proviennent du poids propre des éléments de l’ouvrage et de la tension mécanique des
câbles ;
— les efforts « occasionnels » engendrés par un vent violent, par
une température très basse tendant les câbles conducteurs ou par
des dépôts de givre ou de neige sur les câbles et les pylônes.
Ces efforts « occasionnels » peuvent être très grands dans des
situations extrêmes (tempête, chute de neige collante, pluie verglaçante, grands froids) ; ils sont souvent prépondérants dans le
dimensionnement des lignes ; ils conditionnent, de façon importante, le coût.
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Le maître d’œuvre, avant d’établir un ouvrage, doit donc se renseigner sur les conditions climatiques des régions traversées. En ce
qui concerne les formations de givre ou les précipitations de neige
collante, les seuls renseignements dans le passé s’appuyaient sur le
comportement des lignes existantes. Actuellement, les études physiques, réalisées vers 1980, sur le givrage des conducteurs et les
études météorologiques et statistiques ont permis d’établir des cartes de risques, qui ne peuvent cependant prendre en compte les
phénomènes locaux.
3.2 Vent
3.2.1 Efforts exercés par le vent
Le vent exerce sur les obstacles une poussée proportionnelle à la
surface apparente de l’obstacle (projection sur un plan perpendiculaire à la direction du vent), qui peut se calculer, en newtons, par
la relation :
2
F = Cx 6 ρa v ⁄ 2
°
Les données recueillies ne permettent pas d’exprimer directement
les efforts s’exerçant sur les différents éléments de la ligne. Pour
dimensionner ceux-ci, il faut schématiser les situations réelles et
appliquer des hypothèses conventionnelles, dites hypothèses climatiques, dans lesquelles interviennent les données précédentes.
On sait, par exemple, que le vent n’est pas constant dans le temps
et dans l’espace. Sa pression ne s’exerce pas de façon égale tout le
long d’un ouvrage linéaire et l’effort au niveau du sol varie, de surcroît, avec le relief et la végétation de la région. On détermine, à partir des vitesses maximales de vent mesurées dans les stations
météorologiques les plus proches, une pression s’appliquant à toutes les portées et pouvant être introduite aisément dans les calculs
mécaniques.
De même, les manchons de givre ou de neige peuvent se former
simultanément sur tous les câbles ou, au contraire, ne se former ou
subsister que sur certaines portées, les autres étant déchargées. On
peut envisager, également, que certains conducteurs d’une même
portée soient recouverts de givre ou de neige et que les autres ne le
soient pas. Ces situations conduisent à des efforts très différents sur
les éléments de la ligne et il est nécessaire de rechercher des représentations conventionnelles pour les évaluer.
En pratique, quelques hypothèses climatiques suffisent pour calculer correctement les lignes. Elles schématisent les situations
extrêmes suivantes :
— une tempête ;
— une période de grands froids ;
— une surcharge uniforme de givre ou de neige sur tous les
conducteurs ;
— des charges différentes de givre ou de neige sur les portées
situées de part et d’autre d’un support ;
— la surcharge dans une même portée de certains conducteurs,
les autres étant déchargés : situation sensiblement équivalente à la
rupture d’un conducteur.
Les hypothèses climatiques les plus importantes sont fixées, tant
en France que dans les pays étrangers, par des règlements administratifs ou des normes et le maître d’œuvre intervient en choisissant
des degrés de sévérité.
Les charges définies en grandeur et direction pour chaque
hypothèse climatique sollicitent inégalement les différents éléments de la ligne (câble, supports, fondations…). De surcroît, la
contrainte maximale dans un élément déterminé est provoquée
par les charges d’une hypothèse, alors que ce sont souvent celles d’une autre hypothèse qui provoquent la contrainte maximale dans un autre élément. Pour les pylônes en treillis, les
barres les plus fatiguées ne sont pas les mêmes selon les hypothèses et c’est l’ensemble de celles-ci qui assure un dimensionnement correct du support.
On doit donc veiller à ce que les hypothèses recouvrent bien
toutes les situations climatiques pouvant affecter la région. Il est
possible, évidemment, d’introduire un coefficient de sécurité
supérieur à 1 pour les situations climatiques qui ont une probabilité d’apparition importante.
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6 (m2) surface apparente de l’obstacle,
°
v (m/s) vitesse du vent,
ρa (kg/m3) masse volumique de l’air.
Le coefficient de traînée Cx dépend de l’obstacle et varie avec la
vitesse du vent. Les essais, qui ont été réalisés avec des conducteurs
câblés, montrent que l’on peut retenir :
Cx = 1,0 pour v > 25 m/s (90 km/h).
avec
3.1.2 Hypothèses climatiques
Cette relation, qui permet de calculer la pression du vent sur une
construction ponctuelle, ne peut s’appliquer à une ligne aérienne [10].
Le Comité 11 (Lignes aériennes) de la CEI a élaboré un document,
relatif aux charges applicables aux pylônes de lignes aériennes,
dont la première partie est consacrée aux charges dues au vent.
Nota : les principes de calcul de ces charges, fondés sur les résultats des études du vent
(variations temporelle et spatiale), font apparaître :
— d’une part, la notion de rugosité de la région traversée, caractérisant ainsi la turbulence locale du vent ;
— d’autre part, un facteur de rafale permettant de tenir compte de cette turbulence ; ce
facteur de rafale est fonction de la réponse dynamique de l’élément de la ligne (conducteur,
pylône, isolateur), de la hauteur de cet élément au-dessus du sol et, bien entendu, de la longueur de la portée pour les conducteurs.
En France, l’Arrêté technique prend en compte ces concepts de
rugosité et de facteur de rafale. Partant d’une pression de 480 Pa
(utilisée depuis 1956) sur les conducteurs de lignes HTA et HTB, on
en déduit les pressions de vent sur les autres éléments des lignes
HTA et HTB et sur les lignes BT.
3.2.2 Hypothèses climatiques concernant le vent
■ Hypothèse de tempête (hypothèse A)
La température moyenne de la région est prise conventionnellement égale à 15 °C. On distingue trois niveaux de sévérité.
— La zone à vent normal (ZVN) correspond à la plus grande partie du territoire.
— La zone à vent fort (ZVF) correspond à la vallée du Rhône en
aval de Montélimar, à la région de Perpignan et à la partie septentrionale de la Corse. Le vent fort est également utilisé pour le calcul
des ouvrages situés dans les façades maritimes de l’océan Atlantique, de la Manche et de la mer du Nord ou dans certaines régions
montagneuses particulièrement ventées.
— La zone à haute pression de vent (HPV) est utilisée :
• pour les portées de grande hauteur, notamment les traversées
des estuaires ou des fleuves ouverts à la circulation maritime ;
• pour les ouvrages implantés sur certains sites montagneux
très exposés, tels que les arêtes séparant deux vallées.
● Le tableau 20 indique les pressions sur les câbles retenues par
l’Arrêté technique pour les lignes HTA et HTB et les vitesses de vent
correspondant à ces pressions pour les trois niveaux de sévérité.
Ces pressions, cependant, ne correspondent pas à des situations
extrêmes et sont appliquées avec un coefficient de sécurité sensiblement égal à 2 par rapport à la limite élastique des câbles et supports
[cf. (§ 3.6.1)] ; celle-ci correspond en fait à la ruine de l’ouvrage. Le
doublement de la pression du vent conduisant, approximativement,
pour les pylônes d’alignement, au doublement des contraintes, on
peut calculer la vitesse du vent entraînant la ruine de l’ouvrage :
celle-ci est indiquée dans la dernière colonne du tableau 20 ; sa probabilité d’apparition, pour les zones à vent normal et à vent fort, est
la même et supérieure à 30 ans, le maître d’œuvre pouvant évidemment, retenir un niveau de sécurité supérieur à celui de la zone concernée pour réaliser une ligne ayant une grande sévérité.
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Tableau 20 – Lignes à haute tension HTA et HTB. Pressions et vitesses de vent correspondant
aux niveaux de sévérité de l’hypothèse A
Niveaux de sévérité
Conditions de l’Arrêté technique (2)
Vitesse approximative du vent
entraînant la ruine de l’ouvrage
Pression sur les câbles (2)
Vitesse approximative du vent (2)
(Pa)
(km/h)
(km/h)
480
110
150
Vent normal (ZVN)
Vent fort (ZVF)
640
125
170
Haute pression de vent (HPV)
720
160
> 200
(1) Coefficient de sécurité sensiblement égal à 2 par rapport à la limite élastique pour des câbles et supports d’alignement
Tableau 21 – Pressions (en pascals) de vent horizontal à considérer pour vérifier la résistance mécanique
des ouvrages
Lignes BT
Éléments de la ligne aérienne
Zone
à vent normal
ZVN
Lignes HTA et HTB
Zone
à vent fort
ZVF
Zone
à vent normal
ZVN
Zone
à vent fort
ZVF
Cas particuliers
des lignes HTB
Zone à haute
pression de vent
HPV
HYPOTHÈSE A
Conducteurs et câbles de garde………………………
360
480
480
640
720
Surfaces planes des poteaux…………………………
750
1 000
1 000
1 330
2 000
Cornières…………………………………………………
750
1 000
1 000
1 330
2 000
Éléments cylindriques des supports de diamètre Ø
– inférieur ou égal à 15 cm……………………………
540 – 12 Ø
720 – 16 Ø
720 – 16 Ø
960 – 21,3 Ø
1 440 – 32 Ø
– supérieur à 15 cm………………………………………
360
480
480
640
960
Poteaux cylindriques……………………………………
300
400
400
530
720
HYPOTHÈSE B
Surfaces planes des supports…………………………
225
225
300
300
Surfaces cylindriques des supports…………………
135
135
180
180
Les surfaces sur lesquelles sont appliquées les pressions sont évaluées en projection sur un plan normal au vent
En fait, les avaries de pylônes ou de leurs fondations, provoquées
par le vent et constatées depuis une quarantaine d’années, étaient
rares et ponctuelles jusqu’en décembre 1999. Leur nombre était
inférieur à celui des avaries provoquées par le givre, la pluie verglaçante ou la neige collante (§ 3.3).
Pendant les tempêtes des 25, 26 et 27 décembre 1999, qui ont
balayé l’Ouest, le Sud-Ouest, le Centre et l’Est de la France, les vitesses des vents constatées ont été exceptionnelles ; les dégâts très
graves, occasionnés aux réseaux aériens, ont provoqué des interruptions de service de longue durée. L’analyse de ces avaries entraînera des réflexions sur le vent et conduira à modifier certaines
règles de dimensionnement. Il faut, également, noter que les arbres
peuvent être arrachés ou cassés par des vents de vitesses inférieures à celles retenues pour le calcul mécanique des ouvrages et que
les déboisements doivent être suffisants pour assurer la sécurité
des lignes.
■ Hypothèse de vent faible associé à une température basse
(hypothèse B)
La température minimale des conducteurs est prise conventionnellement égale à – 20 °C pour les lignes HTB et – 10 °C pour les lignes HTA
ou BT. Cette température est associée à un vent faible (tableau 21).
L’action d’une température basse est contraignante pour les
portées courtes, alors que celle d’un grand vent est contraignante pour les portées longues.
■ Pressions exercées sur les différents éléments des ouvrages
Elles sont données dans le tableau 21. Comme indiqué au paragraphe 3.2.1, l’Arrêté technique prend en compte les concepts de rugosité
et de facteur de rafale ; ainsi, les lignes BT de faible hauteur, et situées
le plus souvent dans des zones construites, sont calculées avec des
pressions inférieures à celles prises en compte pour les lignes HTA ou
HTB. Elles ont le même niveau de sécurité vis-à-vis du vent.
3.3 Givre, pluie verglaçante
et neige collante
3.3.1 Phénomènes de givrage
Trois types de phénomènes sont susceptibles de produire des surcharges importantes sur les câbles des lignes aériennes.
■ Pluie verglaçante
La pluie verglaçante est la congélation de gouttes de pluie sur des
câbles se trouvant à une température négative. Les gouttelettes doivent avoir traversé avant leur contact avec les câbles une couche
d’air froid suffisamment épaisse (200 à 300 m) de façon qu’elles
soient en surfusion (retard à la solidification) ; elles se congèlent dès
qu’elles rencontrent le câble.
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Le dépôt est lisse, coupant et à la densité de la glace. On peut arriver à un taux d’accrétion de 0,2 à 0,4 kg/m.h., mais les épisodes sont
heureusement de courte durée.
Les régions les plus touchées sont le nord de la Loire, la région
parisienne et l’est de la France.
■ Givre
Le givre est un dépôt de cristaux de glace très fins, pointus et
enchevêtrés. Il provient de la congélation de fines gouttelettes de
brouillard ou de nuages, en surfusion, sur des câbles se trouvant à
une température négative ou voisine de 0 °C :
— lorsque la température des câbles est très négative, les gouttelettes se congèlent presque instantanément, laissant entre elles des
inclusions d’air ; le givre a un aspect granuleux et sa densité est inférieure à 0,6 ;
— lorsque la température est voisine de 0 °C, la congélation se
fait plus lentement ; le givre est beaucoup plus compact et
transparent ; sa densité est comprise entre 0,6 et 0,8.
Le processus de grossissement des dépôts est relativement lent :
le taux maximal observé dans la station du puy de Dôme a été de
2 kg/m. jour.
Le givre est fréquemment observé sur les plateaux dont l’altitude
est comprise entre 800 et 1 200 m et dans les zones montagneuses,
sur les versants nord, toujours à l’ombre. Il peut aussi se former
dans les plaines lorsque subsistent, pendant plusieurs jours, des
nappes de brouillard, avec une température faiblement négative.
■ Neige collante
La neige adhère aux conducteurs d’une ligne aérienne lorsque la
chute se produit dans une masse d’air à température positive. L’adhérence de la neige est d’origine capillaire, les cristaux de neige se transformant au moment de l’impact en grains de glace entourés d’eau.
Le taux d’accrétion et la densité du manchon sont très variables et
fonction des taux d’humidité. La densité est comprise entre 0,4 et
0,8 et la surcharge est souvent supérieure à 1 kg/m./h.
Les risques de neige collante sont élevés dans la moitié est de la
France, le Massif central et les régions des Pyrénées. Des épisodes
particulièrement graves se sont produits dans la vallée du Rhône, le
Languedoc-Roussillon et le Massif central. Mais toutes les régions
de France, hormis, peut-être, les plaines atlantiques vers Nantes,
peuvent subir de façon aléatoire des épisodes de neige collante.
3.3.2 Surcharge de pluie verglaçante, de givre
ou de neige
Au départ, les dépôts de givre se forment le plus souvent sous le
vent et ont une forme elliptique, un peu allongée ; la pluie verglaçante ou la neige se dépose, au contraire, sur le sommet des câbles.
Quelle que soit la nature du dépôt, la masse accumulée, au fur et à
mesure de son accroissement, tend à faire tourner le câble autour
de son axe, créant ainsi un manchon de section circulaire.
L’épaisseur du manchon semble indépendante du diamètre du
câble, de l’état de sa surface et de la tension électrique de la ligne,
mais dépend beaucoup de la durée de la précipitation. Ces considérations ont conduit :
— pour les lignes HTB, à définir la surcharge par l’épaisseur du
manchon, quelle que soit la section du câble, la densité étant prise
égale à 0,6 ;
— pour les lignes HTA, les câbles étant plus petits, à définir la surcharge par le poids du dépôt exprimé en kg/m.
Dans les hypothèses de givre, explicitées ci-après, la surcharge
peut être un dépôt de verglas, de givre ou de neige ou, suivant les
conditions climatiques, un mélange de ces éléments.
Par mesure de simplification, le maître d’œuvre choisit entre trois
niveaux de surcharge, en fonction de la sévérité du site
(tableau 22) ; il peut cependant, dans des sites particulièrement
exposés, choisir une surcharge plus importante.
En pratique, les zones sujettes à des surcharges importantes et
fréquentes sont connues, mais aucune région du territoire métropolitain n’est à l’abri de surcharges provenant de précipitations de
neige collante ou de pluie verglaçante.
Pendant longtemps, aucun supplément de coût n’était admis pour
le renforcement des ouvrages construits en plaine, des avaries pouvaient se produire sur toutes les lignes d’une région, entraînant des
coupures longues de la desserte électrique. Ce n’est qu’en 1972
qu’une surcharge minimale a été prise en compte dans le calcul des
lignes, sur tout le territoire français. Depuis 1991, l’Arrêté technique
impose, au minimum, de calculer les lignes HTB avec la surcharge
légère et les lignes HTA avec une surcharge de 1 kg/m.
3.3.3 Hypothèses climatiques concernant le givre
Le tableau 22 indique les surcharges correspondant aux différents degrés de sévérité et les surcharges minimales imposées par
l’Arrêté technique de 1991.
■ Hypothèse de givre uniforme
Tous les conducteurs sont entourés d’un manchon uniforme de
givre caractérisé :
— pour les lignes HTB, par son épaisseur et sa densité égale à 0,6 ;
— pour les lignes HTA, par la charge linéaire.
La température est de – 5 °C.
La pression du vent s’exerce tout le long de la ligne et est égale :
— pour les lignes HTB, à 180 Pa sur le manchon ;
— pour les lignes HTA, à 480 Pa sur les conducteurs nus.
Ces pressions sont produites approximativement par un vent de
65 km/h (vent de l’hypothèse B).
Tableau 22 – Hypothèses de givre
Lignes aériennes HTA
Lignes aériennes HTB
Surcharge uniforme
Surcharge
dissymétrique (1)
Surcharge uniforme
Surcharge
dissymétrique (2)
(kg/m)
(kg/m)
(cm)
(cm)
Givre léger
3
3 – 1,5
2
2–0
Givre moyen
5
5–3
4
4–2
Givre lourd
8
8–5
6
6–4
Surcharge minimale (Arrêté technique du 2 avril
1991)
1
1–0
2
2–0
Hypothèses
(1) Exemple de givre léger (3 – 1,5) : on suppose que d’un côté d’un support toutes les portées sont surchargées de 3 kg/m et que, de l’autre côté, toutes les portées
sont surchargées de 1,5 kg/m.
(2) Exemple de givre léger (2 – 0) : on suppose un manchon de givre de 2 cm d’épaisseur sur toutes les portées d’un côté d’un support et aucune surcharge sur
toutes les portées de l’autre côté du support (densité du givre : 0,6).
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Tableau 23 – Effort du vent et masse de givre sur un câble de diamètre 20 mm, équipant une ligne HTB
Épaisseur du manchon
Masse du givre
Effort du vent
(densité = 0,6)
(cm)
(kg/m)
(daN/m)
Hypothèse
Diamètre du manchon
(cm)
densité = 0,6
densité = 0,2
Givre léger
2
1,50
1,10
6
10
Givre moyen
4
4,50
1,80
10
17
Givre lourd
6
9,0
2,5
14
24
T1gd
T2gd
■ Pose de conducteurs comportant des bagues moulées sur le
câble : ce procédé n’a pas donné de résultats satisfaisants. Les
bagues, moulées à intervalles réguliers, devaient fractionner la
continuité du manchon de givre ou de neige et entraîner sa chute.
■ Augmentation de la raideur des câbles par des contrepoids :
ceux-ci sont suspendus aux câbles et disposés à intervalles
réguliers ; ils empêchent la rotation du câble qui permet au manchon de givre ou de neige de se former [cf. (§ 3.3.2)].
Épaisseur du manchon n1
Épaisseur du manchon n2
Pylône à calculer
T1gd
tension du câble dans la portée adjacente au pylône à calculer,
côté du manchon de givre d'épaisseur n1
T2gd
tension du câble dans la portée adjacente au pylône à calculer,
côté du manchon de givre d'épaisseur n2
∆Tgd = T1gd – T2gd
effort longitudinal à retenir dans le calcul
du pylône
Figure 15 – Hypothèse de givre dissymétrique et inclinaison
des chaînes d’isolateurs
■ Hypothèse de givre dissymétrique
Dans les conditions de température et de vent définies dans l’hypothèse de givre uniforme, on suppose que la surcharge des câbles
n’est pas la même des deux côtés d’un support (tableau 22). Une différence de tension apparaît entre les deux portées adjacentes entraînant, pour les supports de suspension, l’inclinaison des chaînes
d’isolateurs dans le sens de la ligne. Le calcul est effectué en tenant
compte de l’inclinaison de chaînes dans les tronçons adjacents.
La figure 15 schématise l’hypothèse de givre dissymétrique et
représente l’inclinaison des chaînes d’isolateurs.
Le tableau 23 indique, à titre d’exemple, la charge de givre, la
pression du vent et le diamètre total du manchon pour un câble de
diamètre égal à 20 mm, équipant une ligne HTB.
3.3.4 Dispositifs antiaccrétion
De gros espoirs ont été fondé vers 1980 sur les dispositifs antiaccrétion ; certains pensaient qu’ils pouvaient éviter le supplément de
coût entraîné par la prise en compte de surcharges de givre ou de neige.
Un inventaire des dispositifs a été effectué et certains essais ont
été faits à la soufflerie du CRIEPI, au Japon, dans le cadre d’une collaboration franco-japonaise.
■ Dégivrage thermique : utilisé depuis longtemps, il consiste à
chauffer le câble pendant une ou deux heures en faisant circuler une
intensité de courant plus importante que l’intensité normale admissible. Il nécessite de faire un schéma spécial pour charger la ligne,
et, sauf installation spéciale, ne s’applique pas aux câbles de garde.
Il faut, de surcroît, être en relation le long de la ligne avec des personnes susceptibles de signaler la formation de manchons et de
surveiller l’efficacité du dégivrage.
■ Gainage des conducteurs : ce gainage, par un substrat à faible
tension superficielle, n’a pas conduit à des résultats concluants.
■ Espaceurs : ce sont des isolateurs long fût (cf. [D 4 423]) ou des
assemblages rigides d’isolateurs long fût, réalisés généralement en
matériaux synthétiques et disposés en pleine portée entre phases ou
entre phases et câbles de garde. Ils augmentent la rigidité des câbles
et, à ce titre, sont des dispositifs antiaccrétion, mais ils permettent
également d’éviter les télescopages des câbles dans certaines portées sujettes à des surcharges fréquentes. Ils sont utilisés et efficaces.
Les seuls dispositifs ayant donné des résultats concluants
sont les contrepoids augmentant la raideur des câbles et les
espaceurs. Ce sont des moyens supplémentaires à la disposition
des exploitants, mais ils n’évitent pas de dimensionner les
lignes pour les surcharges prévisibles.
3.4 Hypothèse de rupture
Elle est représentative de la rupture d’un câble. Dans le cas d’un
faisceau, on n’envisage la rupture que d’un seul câble.
Elle est représentative, également, de l’effort de torsion pouvant
solliciter les supports, lorsque les charges de givre, de verglas ou de
neige sont inégales sur les différents conducteurs ou ne sont situées
que sur une seule phase.
3.5 Hypothèses complémentaires
pour le montage et l’entretien
Ces hypothèses de calcul prennent en compte les surcharges pouvant
s’appliquer aux ouvrages pendant leur construction et leur entretien.
Au cours des travaux, les pylônes doivent supporter des efforts
exceptionnels, variables suivant les modes opératoires utilisés. Il est
nécessaire de définir, par des hypothèses appropriées, les efforts qui
doivent être pris en compte au moment de l’étude d’un nouveau type
de support. Les modes opératoires à mettre en œuvre sur les chantiers
doivent être établis de façon que ces efforts ne soient pas dépassés.
Les conditions météorologiques sont les conditions normales de
travail :
— température : + 5 °C ;
— absence de vent.
Nous ne ferons que citer les hypothèses de charge sans les
détailler :
— dissymétrie des charges sur un pylône d’alignement correspondant à un certain nombre de phases non encore mises en place ;
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3.6 Vérification mécanique
Le coefficient de sécurité, tel qu’on vient de le définir, ne fait intervenir aucune notion probabiliste. Les études effectuées dans le
cadre du Comité CEI 11 ont permis d’élaborer une méthode de
calcul fondée sur la théorie probabiliste. La notion de risque y est
introduite. Par exemple, le risque de ruine d’un pylône peut se calculer si l’on connaît les deux distributions de probabilité, d’une part,
des charges appliquées et, d’autre part, de la résistance des supports d’un même lot.
3.6.1 Coefficient de sécurité
En France, l’arrêté interministériel du 2 avril 1991 a toutefois
conservé la notion de coefficient de sécurité d’un emploi plus simple.
— haubanage partiel ou total, hypothèse envisagée pour la réparation d’un câble ou lors du déroulage ;
— hypothèse de torsion, qui s’applique à tous les supports métalliques et donne une résistance minimale à la torsion nécessaire
pour éviter les avaries de supports en cas de rupture d’un câble.
L’effort dans chaque élément, pour la situation climatique considérée, ne doit pas dépasser l’effort « ultime » entraînant soit des
déformations permanentes, soit la ruine de l’ouvrage. Par exemple :
— la tension dans les câbles ne doit pas dépasser la tension maximale admissible égale sensiblement aux 2/3 de la charge de
rupture ; au-delà, se produit un allongement inélastique ;
— l’effort dans les barres d’un pylône en treillis ne doit pas
dépasser la limite élastique du métal en tenant compte du phénomène de flambement ; le flambement d’une barre entraîne, en effet,
rapidement la ruine de tout ou partie du support ;
— l’effort appliqué à un poteau en béton ne doit pas dépasser
l’effort entraînant des fissurations permanentes ; cet effort, prévu
par les normes, est contrôlé au cours des essais de qualification ;
— pour les massifs de fondation, les efforts d’arrachement, de
renversement ou de compression ne doivent pas dépasser les
efforts limites liés à la nature du terrain.
Le coefficient de sécurité, pour une hypothèse climatique, est
le rapport entre cet effort ultime et l’effort conventionnellement
exercé. Son principal rôle est de tenir compte des incertitudes de
calcul, des dispersions dans les caractéristiques mécaniques des
matériaux utilisés, des tolérances de fabrication et de la dispersion
des valeurs des charges appliquées.
Il est également influencé par les incertitudes des efforts conventionnels :
— pour les hypothèses de givre, l’effort exercé dans chaque élément de l’ouvrage doit être au plus égal à l’effort ultime : le coefficient de sécurité est 1 ;
— pour les hypothèses de vent et de température, l’Arrêté technique impose un coefficient de sécurité voisin de 2 par rapport à la
ruine de l’ouvrage (§ 3.2.2).
3.6.2 Calcul mécanique des câbles et supports
■ Le taux de travail maximal des câbles est obtenu le plus
souvent, dans l’hypothèse de vent ou dans l’hypothèse de givre uniforme. Cependant, pour les portées courtes entre ancrages, il peut
être obtenu par l’hypothèse de température basse (hypothèse B).
Exemple : la figure 16 indique la tension horizontale σt 0 d’un câble
homogène en almélec de 570 mm2, dans les différentes hypothèses,
pour un paramètre de pose de 2 200 m à 45 °C sans vent. La portée
équivalente du canton doit être supérieure à 400 m dans l’hypothèse B
et rester inférieure à 600 m dans l’hypothèse de givre moyen.
■ Pour les supports (figure 17) :
— les efforts transversaux proviennent de la pression au vent et,
éventuellement, des angles du tracé ; ils sont maximaux dans
l’hypothèse de vent ;
— les efforts verticaux proviennent du poids propre des conducteurs et de la surcharge de givre ou de neige ; ils sont maximaux
dans l’hypothèse de givre uniforme ;
— les efforts longitudinaux proviennent de l’hypothèse de givre
dissymétrique ; ceux-ci s’accroissent très rapidement avec la longueur de portées adjacentes ;
— les efforts de torsion sont fixés forfaitairement ; ils représentent approximativement la rupture d’un câble.
■ L’hypothèse de givre dissymétrique permet de définir un effort
longitudinal dépendant de la section du câble, du paramètre de
réglage et de la longueur des portées adjacentes. La modulation est
importante et les supports encadrant les grandes portées sont largement dimensionnés par cette hypothèse.
Les conditions de calcul et les coefficients de sécurité sont donnés
dans le tableau 24 pour les câbles et les supports.
Tableau 24 – Conditions de calcul à respecter
Cas de vérification
Conditions à respecter
Câbles
Éléments métalliques
des supports
Supports en béton
Effort maximal
admissible
Contrainte maximale
admissible
Contrainte maximale
admissible
Hypothèse A
CRN
------------3
σ e min
---------------1, 8
σ
--------2, 1
Hypothèse B
CRN
------------3
σ e min
---------------1, 8
σ
--------2, 1
Givre
Givre uniforme et dissymétrique
CMA
σe
σ
------------1, 27
Hypothèse de torsion
Hypothèse A (ZVN)
σe
σ
------------- (1)
1, 27
Nature des surcharges
Vent
Hypothèse climatiques
(§ 3.2)
σ
effort ou contrainte de rupture
σe
contrainte de limite élastique moyenne
σe min contrainte de limite élastique minimale garantie
D 4 421 − 26
CMA charge maximale admissible
CRN charge de rupture minimale
(1) Uniquement pour les poteaux de classe F
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Portée équivalente
ΣP 3
ΣP
Hypothèse de vent
Pression du vent
σt0 (da N)
P
14 000
Effort ultime (CMA)
13 000
12 000
en
oy
m
Poids du câble
iv
re
11 000
Givre uniforme
G
10 000
9 000
er
Givre lég
8 000
Pression du vent
7 000
Effort ultime / 2 < CRN/3
HPV +15°
Vent 720 Pa
ZVF +15°
Vent 640 Pa
ZVN +15°
Vent 480 Pa
Hypothèse B – 20° Vent 180 Pa
6 000
Poids du câble
5 000
Poids du givre
3 000
4 000
+45° sans vent
t
s ven
san
5°
7
+
2 000
CRN charge de rupture minimale
CMA charge maximale admissible
1 000
0
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
Portée équivalente (m)
Figure 16 – Calcul d’un câble almélec homogène de 570 mm2 ; paramètre de réglage : 2 200 m à 45 °C sans vent
À partir des efforts spécifiques à chaque hypothèse climatique, le
calcul du support est fait, dans les cas simples, par la méthode des
moments. Cependant, les grands pylônes métalliques équipant les
lignes à 400 kV ou à 225 kV constituent des systèmes hyperstatiques
et ne peuvent être calculés manuellement sans adopter des hypothèses simplificatrices. On utilise le calcul automatique et des logiciels adaptés aux structures réticulées tridimensionnelles, qui ont
fait récemment de très grands progrès. Il est cependant prudent de
soumettre les prototypes des nouveaux supports à des essais de
qualification en vraie grandeur (en France, dans la station construite
à Sens). Mais, maintenant, il s’agit essentiellement de vérification
plus que de dimensionnement et la maîtrise des méthodes de calcul
permet de simplifier et de raccourcir les essais.
3.7 Phénomènes dynamiques
En dehors des efforts permanents ou occasionnels, lentement
variables, les lignes aériennes subissent des efforts plus ou moins
violents, appelés efforts dynamiques.
3.7.1 Vibrations des conducteurs, dites vibrations
éoliennes
Ce sont des vibrations de faible amplitude (au maximum de
l’ordre du diamètre du câble) dans un plan vertical, à fréquence
comprise entre quelques périodes et quelques dizaines de périodes
par seconde, et que l’on considère comme des oscillations de
relaxation dues au vent (formation des tourbillons de Karman). Elles
se produisent de préférence pour des valeurs faibles de la vitesse du
courant d’air, et ont pour conséquence principale une fatigue du
conducteur au voisinage des points d’accrochage avec risque de
rupture des brins du conducteur.
On combat leurs effets par un dessin convenable des pinces de
suspension (pour les lignes à isolateurs suspendus), qui doivent
être légères, bien évasées à l’endroit où le conducteur les quitte, et
capables d’osciller autour d’un axe horizontal perpendiculaire au
câble.
On peut encore renforcer localement (figure 18 a) le conducteur
près des points d’accrochage en l’entourant d’une armure de rubans
(armor-rod) ou de fils métalliques en hélices.
On peut également, et c’est la méthode la plus employée, placer sur
les conducteurs, à proximité des points d’accrochage, des amortisseurs qui sont des masses oscillantes chargées de modifier les caractéristiques dynamiques du conducteur. Les plus utilisés mondialement
sont les amortisseurs Stockbridge (figure 18 b), mais de nombreux
autres types d’amortisseurs équipent les conducteurs de lignes.
En France, les essais ont montré qu’une bonne protection du
conducteur pouvait être réalisée à l’aide d’amortisseurs du type bretelle. Cette bretelle, constituée d’un câble de même nature que le
conducteur, est accrochée de part et d’autre de la pince par des
blocs légers. Sa longueur Lb (m) est égale à :
L b = 3, 13Ø a
avec
a (m)
Ø (m)
paramètre de la chaînette (cf. [D 4 420] § 2) à
15 °C sans vent,
diamètre du conducteur.
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D 4 421 − 27
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LIGNES AÉRIENNES
____________________________________________________________________________________________________________________
Efforts de torsion
Efforts égaux, parallèles et de même sens
appliqués aux points d'accrochage du pylône
L
H
H
L
H
V
V
L
H
V
L
H
V
H
V
V
Angle
Vent
H
Vent
Hypothèse de vent Hmax
H
Les câbles d'une même portée sont
inégalement chargés de givre ou de neige
V
Givre uniforme Vmax
Rupture d'un conducteur
L
Givre dissymétrique Lmax
V : effort vertical
H : effort horizontal transversal (dans le sens perpendiculaire à la ligne)
L : effort horizontal longitudinal (dans le sens parallèle à la ligne)
Figure 17 – Calcul mécanique des pylônes
Cette bretelle est fixée sans tension mécanique (figure 18 c). Elle
peut être suspendue au conducteur en son milieu dans le cas où la
distance à la masse serait insuffisante (figure 18 d).
Dans certains cas, un amortissement plus complet peut être réalisé à l’aide de deux bretelles de longueur Lb et Lb/2 (figure 18 e).
3.7.2 Oscillations de grande amplitude
Certaines oscillations de grande amplitude appelées galop ou
danse des conducteurs sont parfois constatées sur les lignes aériennes dans des circonstances exceptionnelles (terrain plat, vent calme
et uniforme…). Elles pourraient être favorisées par une légère couche de givre non uniforme.
Ces oscillations peuvent être particulièrement dangereuses si
leur fréquence coïncide avec une fréquence propre d’oscillation des
supports. Il est possible de voir apparaître des amplitudes de plusieurs mètres qui créent des risques importants d’amorçages entre
phases, lorsque la disposition des conducteurs est verticale ou
quasi verticale. Il est conseillé d’utiliser des supports en nappe horizontale dans les sites où ce phénomène est fréquent. En France, le
galop des conducteurs est très rare ; il est possible que les paramè-
D 4 421 − 28
tres de réglage assez élevés qui sont utilisés contrarient le phénomène.
3.7.3 Vibrations des sous-portées
Le phénomène de vibrations des sous-portées (longueur de
conducteur comprise entre deux entretoises successives) se produit
sur des conducteurs en faisceau. Il est dû aux effets de masque
créés par les sous-conducteurs au vent sur les sous-conducteurs
sous le vent. Il se produit généralement pour des vitesses de vent
d’environ 10 m/s. Il se manifeste principalement par des oscillations
des sous-conducteurs à des fréquences de l’ordre de 1 Hz dans des
plans quasi horizontaux et crée non seulement des contacts répétés
entre sous-conducteurs, mais également une fatigue des entretoises et des dispositifs de suspension sur les supports.
Certaines règles peuvent d’ores et déjà être énoncées :
— la distance horizontale entre sous-conducteurs d’un faisceau
ne doit pas être inférieure à 13 fois le diamètre du sous-conducteur ;
— la conception de certaines entretoises est telle qu’elles permettent d’amortir ce phénomène.
Les entretoises doivent être prévues pour résister à la fatigue
créée par ce mouvement de vibrations.
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a pince de suspension avec armor-rod
b amortisseur Stockbridge
Lb /2
Lb
Lb
Lb
c bretelle simple
d bretelle suspendue en son milieu
e amortissement avec deux bretelles
Figure 18 – Amortisseurs
Références bibliographiques
Techniques de l’Ingénieur. Traité Génie
électrique
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D 4750. 1997.
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GRACIET (M.) et PINEL (J.). – Protection contre les perturbations. Origines et utilisation
des composants de protection. D 5170 D 5172. 1998.
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AUBER (R.) et ATLANI (C.). – Prévention des
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CHANAL (A.). – Défauts affectant les réseaux
haute tension et perturbations des utilisations
industrielles. SEE. Recueil des articles présentés au colloque « Foudre et Montagne » de
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NICOLINI (P.). – Calcul des efforts dus au vent
sur les éléments des lignes aériennes. RGE sept 1975.
Livres. Ouvrages généraux
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GARY (Cl.). – La Foudre. 1994 - Masson.
Articles
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Les lignes aériennes face à l’environnement
climatique. RGE - avril 1986.
CHANAL (A.), HOLLER (Y.) et LAPEYRE (J.-L.).
– Conception-amélioration et renouvellement des réseaux aériens pour une meilleure
qualité de service. RGE - 1993 - n° 6.
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