Liste des installations à courant continu haute tension

Le tableau ci-dessous présente une liste des installations de courant continu haute tension (HVDC) dans le monde.

Tableau[modifier | modifier le code]

Notes:

• B2B = "Back to Back" HVDC
• IGBT = installation à base de transistor bipolaire à grille isolée
• Thury = à base des générateurs connecté en série suivant les principes de René Thury
• Merc = utilise des redresseurs et inverseur à diode à vapeur de mercure
• Thyr = utilise des redresseurs et inverseur à thyristor

Source du tableau à partir de 1951 : (en) « Liste exhaustive de tous les projets HVDC complétés en mars 2012 » (consulté le 7 janvier 2012)

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Records[modifier | modifier le code]

Grandes évolutions technologiques[modifier | modifier le code]

Le premier projet à utiliser des diodes à vapeur de mercure pour ses valves est le projet Gotland, mis en service en 1954^[44]. Le premier utilisant les thyristors est celui de Eel River en 1972, qui est également le premier dos à dos (back to back en anglais)^[44],[45]. Le premier multi-terminal a été mis en service en 1986 au Canada^[44]. Le premier VSC a été mis en service en 1997 par ABB, il s'agissait d'une station expérimentale^[46]. La première installation commerciale date de 1999 à Gotland^[47]. Enfin le premier VSC multi-niveaux a été mis en service en 2010 à San Francisco^[48].

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Liaison la plus longue[modifier | modifier le code]

La première ligne HVDC entre Miesbach et Munich avait une longueur de 57 km^[49]. La ligne aérienne Inga-Shaba mise en service en 1982^[50], a longtemps été la plus longue ligne HVDC au monde avec 1 700 km. Elle va être détrônée, a priori courant 2013, par la ligne Rio Madeira au Brésil qui a une longueur de 2 500 km. La ligne Xiangjiaba - Shanghai avec 1 980 km a également une longueur remarquable^[51].

Le premier câble est celui du projet Gotland de 1954, qui avait une distance de 96 km^[44]. La ligne entre la Sardaigne et l'Italie, mise en service en 1967, avait une distance de câble de 121 km^[44]. Le projet Fenno-Skan, mis en service en 1989, avait un câble de 200 km de long^[52]. Le projet Baltic cabel de 1994, comprenait un câble de 255 km de longueur^[44]. Le câble HVDC le plus long, avec 580 km, est celui du projet NorNed, reliant donc les Pays-Bas à la Norvège, mise en service en 2008^[53].

Plus haut niveau de tension[modifier | modifier le code]

Les premiers projets HVDC avaient une tension très basse, pour la ligne Miesbach-Munich elle était de 2 kV^[49]. Le projet Gotland en 1954 avait une tension de 100 kV^[44]. Le projet English channel, de 1961, avait une tension de +/- 100 kV^[44]. La ligne Volgograd-Donbass de 1965 atteint +/- 400 kV^[44]. Le projet Nelson River de 1977 avait une tension de 450 kV^[44]. En 1978, le projet Cahorra-Bassa atteint +/-533 kV^[44]. Le projet Itaipu, mis en service en 1986, a une tension de +/-600 kV. Enfin la ligne Yunnan-Guangdong, mis en service en 2010, atteint la tension de +/-800 kV^[54].

Plus grande puissance transmise[modifier | modifier le code]

La ligne Miesbach-Munich avait une puissance nominale de 1,5 kW^[55],[49]. Le projet Gotland transportait une puissance de 20 MW, english channel 160 MW et Volgograd-Donbass 720 MW^[44]. Le projet Pacific inertie atteint les 1 440 MW en 1970^[44]. En 1986, le projet Itaipu devient la liaison transportant la plus grande puissance active avec 6 000 MW^[44]. Yunnan-Guangdong n'a certes « que » 5 000 MW, mais seules deux lignes sont nécessaires contrairement aux 2 précédents projets qui multipliaient lignes et pôles^[54]. Le record est battu en 2010 par la ligne Xiangjiaba - Shanghai avec 6 400 MW^[51]. Enfin la ligne Jinping - Sunan qui doit entrer en service en 2013 doit atteindre les 7 200 MW^[56].

Afrique[modifier | modifier le code]

La ligne Inga-Shaba mise en service en 1982, avec une puissance de 560 MW et une distance de 1 700 km a été construite au Zaïre afin de relier un barrage construit sur le Congo à la capitale Kinshasa^[44]. Sa tension est de +/-500 kV. C'est la seule installation HVDC en Afrique francophone en 2012.

Amérique[modifier | modifier le code]

Québec[modifier | modifier le code]

Le plus grand multi-terminaux actuel est le réseau multiterminal à courant continu, mis en service en 1992, avec une puissance de 2 GW^[57].

Plusieurs interconnexions dos à dos sont en service à la frontière américaine : ainsi celui de Châteauguay a été mis en service en 1984 avec une puissance de 100 MW^[44], alors que celle de Highgate en 1985 de 200 MW^[44]. À la limite avec le Nouveau-Brunswick à Madawaska en 1985 avec une puissance de 350 MW^[44]. La plus récente interconnexion dos-à-dos a été mise en service en 2009 aux postes des Outaouais pour alimenter le réseau de l'Ontario. Elle a une capacité de 1 250 MW celui de Outaouais en 2009 de 1 250 MW^[58].

En 2008, une ligne HVDC originale y a été inaugurée : il s'agit d'un système destiné à dégivrer les lignes de transmission AC, et installé au poste de Lévis^[59].

Europe[modifier | modifier le code]

Carte des installations[modifier | modifier le code]

Belgique[modifier | modifier le code]

National Grid et Elia, respectivement gestionnaire des réseaux britannique et belge, ont mis en service en 2019 une ligne HVDC entre les deux pays nommée Nemo^{[60],[61],[62]}.

ALEGrO est une ligne souterraine à courant continu haute tension entre Lixhe en Belgique et Oberzier en Allemagne mise en service en 2020^{[63],[64],[65]}.

France[modifier | modifier le code]

Installations HVDC historiques[modifier | modifier le code]

Une des premières lignes HVDC fut la ligne Lyon-Moûtiers capable de transmettre 8 600 kW de puissance hydroélectrique sur une distance de 200 km, dont 10 sous terre. Le système utilisait 8 générateurs connectés en série avec deux commutateurs par générateur. Au total, il y avait une tension de 150 kV entre les poles. Elle fut en fonctionnement de 1906 à 1936^{[66],[67],[49]}.

La première ligne HVDC reliant la France à l'Angleterre sous la Manche date a été mise en service en 1961 et se nommait English channel. Elle avait une puissance de 160 MW et une tension de +/-100 kV. Le choix d'une ligne a courant continu s'était fait car, à l'époque, le Royaume-Uni ne disposait pas d'un réglage automatique de la fréquence en fonction de la charge. La construction d'une ligne HVDC à la place d'une ligne AC était donc moins chère qu'une adaptation de l'ensemble du réseau britannique^[44].

Avec l'Angleterre[modifier | modifier le code]

La ligne English channel a été remplacée en 1986 par la ligne IFA (Interconnexion France-Angleterre) d'une puissance de 2 000 MW pour une tension de +/-270 kV. Son objectif est de permettre d'exploiter le fait que les pics de charge ne sont pas enregistrés aux mêmes heures dans les deux pays. Elle est constituée de 2 bipôles de 1 000 MW. Ses deux stations se trouvent à Sellindge et Bonningues-les-Calais^[44].

En 2021, la liaison IFA-2 qui relie la Basse-Normandie et l'Angleterre à hauteur de l'île de Wight a été mise en service. Elle a une puissance de 1 000 MW et une longueur de 200 km.

Puis en 2022, la liaison Eleclink, pilotée par une filiale d'Eurotunnel qui utilise la galerie du tunnel sous la Manche a été mise en service. Sa puissance est de 1 000 MW^[68].

Une nouvelle interconnexion FAB Link via Aurigny d’une puissance de 1 000 MW et d’une longueur de l’ordre de 200 km est à l'étude^{[69],[70],[71]} (voir aussi Raz Blanchard).

Avec la Corse[modifier | modifier le code]

En 1985, un troisième terminal en Corse est ajouté à la liaison SACOI entre l'Italie et la Sardaigne, et permet à l'île de beauté de se raccorder au réseau continental. Elle a une puissance de 50 MW, une tension de 200 kV et le câble entre le continent et l'île fait 105 km de long^[72],[44].

Avec l'Espagne[modifier | modifier le code]

L'interconnexion électrique France-Espagne Baixas - Santa Llogaia, entre Baixas en France et Santa Llogaia en Espagne est en service depuis 2015. Il s'agit d'une ligne HVDC VSC de +/-320 kV de 68 km pour une capacité de transit de 2 x1 000 MW. Elle représente un investissement d’environ 700 M€.

Afin de porter la capacité d'échange de la péninsule ibérique à 5 GW, l'interconnexion électrique France-Espagne Golfe de Gascogne est en projet : il s'agira d’une ligne à courant continu sous-marine entre la région de Bilbao et l’Aquitaine^{[69],[73],[74]}.

Avec l'Italie[modifier | modifier le code]

La ligne Savoie-Piémont à courant continu entre les postes de Grande-Ile en France et Piossasco en Italie est de 190 km de long et traverse les Alpes par le tunnel routier du Fréjus^[69],[75]. Un premier Link a été mis en service en 2022 et un deuxième Link est prévu d'être mis en service en 2023^[76]. À terme, la liaison offrira une capacité de 2x600 MW.

Avec l'Irlande[modifier | modifier le code]

Un projet d'interconnexion Celtic Interconnector est planifié pour une mise en service prévue en 2026^[77].

Vision globale[modifier | modifier le code]

Dans sa politique de développement des lignes transfrontalières et des capacités d'interconnexion, RTE a présenté dans son schéma décennal plusieurs projets de ligne HVDC reliant la France à ses pays voisins. En effet :

« Avec de très fortes concentrations de moyens de production solaires et éoliens en Espagne, en Allemagne, en Italie et bientôt en France et au Royaume-Uni, et une consommation française très sensible aux vagues de froid, les échanges entre la France et ses voisins, autrefois relativement réguliers, sont désormais très variables. Cette tendance va s’accentuer à l’avenir, au fur et à mesure que les énergies renouvelables se déploieront en France et en Europe. Elle sera d’autant plus sensible que des ressources spécifiques se concentreront géographiquement comme l’éolien dans les mers du nord, ou l’énergie solaire dans les pays méditerranéens. Le calendrier s’est encore accéléré après l’accident de Fukushima notamment en Allemagne ou en Italie. »

— Schéma décennal du développement du réseau, RTE^[69]

Dans le détail RTE prévoit de porter à 8 GW ses capacités d'échanges internationaux d'ici 2020^[69].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]

• (en) « Liste exhaustive de tous les projets HVDC complétés en mars 2012 » (consulté le 7 janvier 2012)
• Réseau de transport d'Hydro-Quebec Consulté le 27 août 2013

Bibliographie[modifier | modifier le code]

• (en) Jos Arrillaga, High Voltage Direct Current Transmission, Institution of Electrical Engineers, 1998 (ISBN 0-85296-941-4)

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