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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 1 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 3 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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) D 4 421 − 4 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 5 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES S an vr vre à lo p e 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) Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 7 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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 rma t no n e àv à 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 200 f + , (m) Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 9 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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 : Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ste l 29 As 5 9 ter 228 Pa ste l4 12 As ter 36 6 Pe tu ni a 61 As 2 te r5 70 75 70 60 50 Pa Échauffement θ (°C) ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Température ambiante maximale (°C) D 4 421 − 11 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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). Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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]) Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 13 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ ● 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 = dE Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 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 ;U tf 14 0 kV = 40 00 U1 rs u e 4 lat = 00 so 8i U1 = rs u V e k lat 0 so 52 9i = = tf kV ;U 0 58 = tf ;U e d ar 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 15 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ ■ 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 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 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 17 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 N D 4 421 − 19 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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) Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 21 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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. D 4 421 − 22 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 23 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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). D 4 421 − 24 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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 ; Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 25 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 LIGNES AÉRIENNES ____________________________________________________________________________________________________________________ 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 Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 27 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 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. Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 ____________________________________________________________________________________________________________________ LIGNES AÉRIENNES 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 [1] SABOT (A.) et MICHAUD (J.). – Lignes et postes. Choix et coordination des isolements D 4750. 1997. [2] GARY (Cl.). – Effet couronne sur les réseaux électriques aériens. D 4440. 1998. [3] GRACIET (M.) et PINEL (J.). – Protection contre les perturbations. Origines et utilisation des composants de protection. 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Toute reproduction sans autorisation du Centre français d’exploitation du droit de copie est strictement interdite. © Techniques de l’Ingénieur, traité Génie électrique Dossier délivré pour Madame, Monsieur 17/09/2008 D 4 421 − 29